Mis en œuvre depuis le 1er juillet 2011, le dispositif de l’ARENH est un droit pour les fournisseurs alternatifs d’acheter de l’électricité à EDF pour l’approvisionnement de leurs clients finals, après signature d’un accord-cadre, à un prix régulé et pour des volumes déterminés conformément aux dispositions prévues par le code de l’énergie. Ce dispositif est aussi accessible aux gestionnaires de réseaux pour leurs pertes. La CRE(1) est chargée de la gestion du dispositif et du calcul des droits qu’elle notifie aux co-contractants. Ainsi, les fournisseurs qui souhaitent exercer leur droit à l’ARENH en font la demande auprès de la CRE. Les prévisions de consommation détaillées, tout comme les droits calculés pour chaque fournisseur, ne sont connus que de la CRE et du fournisseur. Les paiements sont gérés par la Caisse des Dépôts.
Le prix de l’ARENH, déterminé par les ministres chargés de l’énergie et de l’économie sur proposition de la CRE, est maintenu à 42 €/MWh depuis janvier 2012 et comprend la livraison de l’électricité et des garanties de capacité associées. Le volume global maximal d’ARENH pouvant être cédé aux fournisseurs qui en font la demande pour couvrir le besoin de leurs clients finals est fixé à 100 TWh par an.
La loi énergie climat a introduit de nouvelles dispositions permettant au gouvernement, d’une part, de modifier le volume global maximal d’ARENH dans la limite d’un plafond de 150 TWh et, d’autre part, pour une période transitoire, de réviser le prix de l’ARENH par arrêté. L’article L. 337-16 du code de l’énergie précise en outre que l’évolution de l’indice des prix à la consommation, et celle du volume global maximal pouvant être cédé, peuvent être pris en compte pour réviser le prix de l’ARENH. Il n’est toutefois pas établi de lien direct entre augmentation du prix et augmentation du volume global maximal. Néanmoins, le ministère de la Transition écologique et solidaire a annoncé que ni le prix ni le volume d’ARENH ne seraient modifiés pour l’année 2021.
La demande d’ARENH pour l’année 2020 s’est élevée à 147 TWh. Compte tenu du dépassement du volume global maximal, la CRE a procédé à un écrêtement de la demande des fournisseurs alternatifs. EDF a fourni 100 TWh en 2020 aux fournisseurs alternatifs pour les besoins de leurs clients finals, auxquels s’ajoutent 26,2 TWh au bénéfice de la compensation des pertes des gestionnaires de réseau.
La demande d’ARENH pour l’année 2021 a atteint 146,2 TWh. Les mécanismes d’écrêtement de la demande des fournisseurs alternatifs ont donc été mis en place par la CRE. En 2021, EDF fournira 100 TWh pour les besoins des clients finals des fournisseurs alternatifs, auxquels s’ajoutent 26,3 TWh au bénéfice de la compensation des pertes des gestionnaires de réseau.
L’écrêtement des demandes d’ARENH des fournisseurs alternatifs est répliqué dans les tarifs réglementés de vente d’électricité, conformément à la méthodologie retenue par la CRE dans sa délibération du 11 janvier 2018.
Conformément aux délibérations de la CRE n° 2019-237 du 30 octobre 2019 et n° 2020-277 du 12 novembre 2020, les volumes d’ARENH demandés par les filiales contrôlées par EDF pour 2020 et 2021 ont été intégralement écrêtés. Dès lors, EDF et ses filiales ont mis en place des contrats répliquant les conditions d’approvisionnement à l’ARENH (voir aussi dans la section 2.2.1 « Régulation des marchés, risques politiques et juridiques » le facteur de risque « 1B Évolution du cadre réglementaire (ARENH, TRV, réglementations environnementales et SNBC) »).
Les articles L. 335-1 et suivants du code de l’énergie, issus de la loi NOME, instituent l’obligation pour chaque fournisseur d’électricité de contribuer, sur le territoire métropolitain continental, à la sécurité d’approvisionnement en électricité, dans le respect d’un critère de défaillance fixé par les pouvoirs publics. Chaque fournisseur doit pour cela acquérir des garanties de capacité correspondant à son obligation, calculée en référence à la consommation de ses clients en puissance et en énergie pendant une période de pointe définie par RTE.
Pour satisfaire cette obligation, chaque fournisseur doit donc s’approvisionner en garanties de capacité auprès des producteurs, qui doivent certifier tous leurs moyens de production, ou auprès de détenteurs de capacités d’effacement.
En régime établi, il est prévu plusieurs sessions de marché pour échanger la capacité, débutant quatre ans avant l’année de livraison et se terminant trois ans après celle-ci. Des transactions de gré à gré sont également possibles.
De même, pour des acteurs intégrés comme EDF qui disposent de capacités en tant que producteur, et qui ont par ailleurs une obligation en tant que commercialisateur, des cessions internes de capacité sont autorisées pour couvrir leur obligation. Elles se font à prix de marché.
La DOAAT, en charge de la gestion de cette commodité, procède à la certification de l’ensemble des moyens de production d’EDF en France pour les prochaines années. Ces certifications font l’objet, si nécessaire, de rééquilibrages réguliers, à la hausse ou à la baisse. Comme sur le marché énergie, les achats/ventes de capacités pilotés par la DOAAT pour le compte d’EDF sont réalisés via EDF Trading.
Les prix de référence marché pour 2017, 2018, 2019 et 2020 se sont respectivement établis à 10,0 €/kW, 9,3 €/kW, 17,4 €/kW et 19,5 €/kW.
Pour l’année de livraison 2021, les six sessions de marché 2020 ont révélé, par ordre chronologique, les prix suivants : 19,5 €/kW, 19,22 €/kW, 47,4 €/kW, 29,5 €/kW, 32,7 €/kW et 39,1 €/kW.
L’année 2020 a été marquée par une forte hausse des prix de la capacité sur les années 2020 et suivantes à partir de la session de juin. Cela s’explique principalement par la diminution de la disponibilité du parc à cet horizon dans le contexte lié à la crise Covid-19.
EDF est acheteur obligé de l’électricité produite par les installations de production dont le gouvernement souhaite soutenir le développement (sources d’énergies renouvelables et cogénérations présentant une efficacité énergétique). Conformément à la législation (article L. 121-7 du code de l’énergie), les surcoûts résultant de cette obligation lui sont compensés sur la base d’une référence aux prix de marché de l’électricité (notion de « coût évité »).
Suite à la délibération de la CRE du 16 décembre 2014, l’ensemble de l’électricité ainsi achetée est géré dans un périmètre d’équilibre dédié aux installations sous contrat d’Obligation d’Achat (OA) mis en place le 1er juillet 2015. La DOAAT organise la vente de l’énergie produite par les installations sous contrat d’OA directement sur les marchés de l’énergie, ce qui rend la gestion de ce périmètre totalement indépendante de celle du portefeuille d’EDF. Ainsi, depuis le 4 novembre 2015, les volumes d’électricité sous OA prévisibles à court terme (la veille pour le lendemain, dits « part aléatoire des OA ») sont vendus sur EPEX Spot. Quant aux volumes prévisibles à long terme (la part dite « quasi certaine » des OA), ils sont vendus depuis janvier 2016 par appels d’offres transparents et non discriminatoires.
De même, sur un périmètre dédié aux OA, la DOAAT procède à la certification des capacités des installations de production sous OA, aux nécessaires rééquilibrages et à la vente sur le marché des garanties de capacité associées.
Depuis le 1er janvier 2017, les coûts de gestion de cette mission de service public sont également compensés.
(1) Commission de régulation de l’énergie.
