La mise en place du dispositif ARENH (signifiant Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) résulte d’un engagement de l’Etat français vis-à-vis de la Commission Européenne qui s’est matérialisé par la loi NOME en 2010. Cette loi a été conçue afin de mettre le marché électrique français en conformité avec le droit européen et d’y accélérer l’ouverture à la concurrence.
Ce mécanisme, ouvert chaque année jusqu’en 2025, impose à EDF de mettre à disposition de ses concurrents un certain volume d’électricité à un certain prix, censé refléter le coût de fonctionnement de l’énergie nucléaire. Charge ensuite à ces fournisseurs dits « alternatifs » de faire bénéficier leurs clients de ce prix lorsqu’il est compétitif.
Les deux paramètres clés de ce mécanisme, prix et volume, ont fait l’objet d’intenses discussions entre à la fois EDF, ses concurrents, les associations de consommateurs ou d’industriels ainsi qu’entre l’Etat Français et la Commission Européenne. Celles-ci ont eu lieu aussi bien en amont qu’en aval de la mise en application du mécanisme.
Le volume exact exigible par chaque fournisseur correspond à la somme des droits ARENH de ses clients, ce droit étant lui-même fonction de leurs profils de consommation.
Le droit ARENH de chaque client est calculé à partir de la puissance soutirée en moyenne sur certaines plages horaires. Le calcul s’appuie sur l’intégralité des heures en juillet-août ainsi que des heures de faible consommation au printemps et en automne, pendant les creux de la nuit et des jours non ouvrés.
La puissance moyenne calculée sur ces plages horaires est alors annualisée, c’est-à-dire multipliée par toutes les heures de l’année (8760 heures/an).
Le plafond ARENH correspond au volume maximum qu’EDF est tenu de livrer à ses concurrents sur une année. Au-delà d’un certain seuil, les demandes ARENH sont « écrêtées ». Chaque fournisseur voit alors le volume qui lui est alloué réduit dans la même proportion que tous les autres.
De 2010 à 2018, la part de marché des fournisseurs alternatifs était encore relativement faible. En conséquence, les droits ARENH cumulés des clients de ces fournisseurs limitait alors la demande à des niveaux en-dessous du plafond, fixé alors à 100 TWh.
Par ailleurs, de 2015 à 2017, les marchés de l’électricité ont plongé en-dessous du prix ARENH, fixé alors à 42 €/MWh. Le marché Calendaire Baseload Y+1, indice de marché auquel se compare le prix ARENH, devient plus attractif. Les fournisseurs alternatifs dédaignent alors ce mécanisme : les demandes plongent pours les livraisons entre 2015 et 2017.
Alors que les marchés repartent à la hausse, les volumes ARENH prévus pour une livraison courant 2019 sont écrêtés pour la première fois. En novembre 2018, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE, en charge de collecter le total demandé par l’ensemble des fournisseurs alternatifs), a annoncé avoir reçu 132 TWh de demandes. Le dispositif ne prévoyant que 100 TWh, chaque fournisseur a été écrêté à hauteur de 24%. Pour les fournisseurs et leurs clients, le défi consiste alors à se retourner vers les marchés pour y acheter environ 24% de la consommation annuelle.
De 2018 à 2022, le mécanisme d’écrêtement a ranimé le débat autour des volumes couverts par le dispositif ainsi que sur le prix.
- Les fournisseurs alternatifs et les fédérations d’industriels ou de consommateurs ont souligné l’absence de réévaluation du plafond de 100 TWh, alors même que la part de marché des fournisseurs alternatifs ai augmentée considérablement depuis 2010.
- EDF, de son côté, déplorait que le prix de 42 €/MWh n’ait pas été réévalué, ne serait-ce que pour refléter l’inflation entre 2010 et 2018.
Dans la fin de l’année 2021, alors que les prix de l’énergie s’envolent, le gouvernement a utilisé le dispositif ARENH dans une optique de limiter la hausse supportée par les consommateurs. Le plafond a alors été réhaussé à 120 TWh, tandis que le prix des 20 TWh supplémentaires a été fixé à 46,2 €/MWh.
