La loi NOME

publié le 07/09/2020 | mis à jour le 24/03/2023 | par Caroline Dusanter

Loi NOME et énergie nucléaire

Avant de plonger dans le sujet, il convient de faire un rapide point sur la place prépondérante qu’occupe l’énergie nucléaire en France. En effet, la production d’énergie nucléaire dans le contexte de l’ouverture à la concurrence a eu une incidence très importante sur la mise en place de la Loi NOME.

Selon les données de RTE, le nucléaire représente 70,6 % du mix énergétique en 2019. Cette dominance de l’énergie nucléaire résulte d’un choix historique.

Suite aux chocs pétroliers, dans les années 1970, l’Hexagone s’est engagé dans un programme de développement de l’industrie nucléaire. Elle y voit le moyen de devenir indépendante au niveau de la production d’électricité. En utilisant massivement des centrales nucléaires, cela lui permet de ne pas être tributaire des pays producteurs d’hydrocarbures (gaz, pétrole, etc.).

À cette époque, le marché de l’énergie n’est pas encore ouvert à la concurrence. La gestion du parc nucléaire revient donc à EDF, le fournisseur historique d’électricité.

Aujourd’hui, c’est toujours EDF qui exploite la totalité des réacteurs nucléaires produisant de l’énergie pour les consommateurs. L’exploitation de quelques réacteurs expérimentaux à des fins de recherche est laissée en parallèle au Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA).

C’est précisément cette situation de monopole de la production d’électricité via l’énergie nucléaire qui a conduit les autorités publiques à voter la Loi NOME.

La Loi NOME : accompagner l’ouverture à la concurrence

Sous l’impulsion de l’Union européenne, en France, l’ouverture à la concurrence a été réalisée de manière progressive :

• en 1999, le marché de l’énergie se libéralise pour les consommateurs présentant des besoins supérieurs à 100 GWh par an, à savoir, les industries ;
• en 2004, cela s’étend à toutes les entreprises et collectivités territoriales ;
• enfin, en 2007, c’est au tour des particuliers de bénéficier de l’ouverture à la concurrence.

Cette libéralisation du marché a soulevé de nombreuses problématiques qui ont conduit à l’élaboration de la Loi NOME. Clarifions tout cela.

Début de l’ouverture à la concurrence : un risque de dérégulation des prix ?

Dès 1999, les industries peuvent choisir leur fournisseur d’électricité. Ce sont les premiers sur le marché à pouvoir le faire. Ils peuvent continuer souscrire chez EDF ou se tourner vers un fournisseur alternatif.

À cette époque, le prix du baril de pétrole atteint un niveau relativement bas, à savoir 20 $. Cette situation impacte le cours des autres hydrocarbures comme le charbon et le gaz. De ce fait, sur les marchés de gros, l’électricité produite dans les centrales thermiques devient moins chère que le nucléaire.

Les fournisseurs alternatifs d’électricité s’engagent alors dans une « guerre des prix ». Pour séduire les industriels, ils proposent des tarifs particulièrement bas en passant par les marchés de gros. Certains industriels, souhaitant réduire leur facture d’énergie, quittent donc EDF.

Si ce choix s’entend sur le court terme, il se révèle infructueux à moyen terme. En 2004, les prix des hydrocarbures grimpent entraînant avec eux les prix de l’électricité sur le marché.

Les grandes entreprises souhaitent alors souscrire à nouveau au tarif réglementé d’EDF, le Tarif Vert. Pour rappel, le Tarif Vert était le nom donné au tarif réglementé de l’électricité pour les compteurs d’une puissance supérieure à 250 kVA. Il a disparu au 31 décembre 2015. À l’époque, il n’est pas possible pour les entreprises de revenir à ce tarif, le droit européen ne leur permet pas.

Les industriels font donc part de leurs difficultés aux députés et sénateurs français. Ces derniers votent en 2006 la mise en place d’un « Tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (TaRTAM) ». Par souci de justice pour les clients n’ayant jamais quitté EDF, il s’agit d’un tarif réglementé majoré. Il garantit une certaine stabilité pour les clients ayant décidé de revenir à l’opérateur historique mais ne leur promet pas des prix strictement équivalents au Tarif Vert.

Cependant, cette décision constitue une entrave au développement de la concurrence au regard du droit européen. La Commission européenne engage alors une procédure contre l’Hexagone en juin 2007.

Aux origines de la Loi NOME : la Commission Champsaur

L’État français doit donc se mettre en conformité avec le droit des institutions communautaires. En 2008, le gouvernement Fillon créé alors une Commission chargée de se saisir du sujet.

Présidée par Paul Champsaur, un haut fonctionnaire, elle est composée de 8 autres personnes :

• François Brottes, Député PS qui deviendra par la suite président du directoire de RTE ;
• Jean-Claude Lenoir, Député UMP ;
• Jean-Marc Pastor, Sénateur PS ;
• Ladislas Poniatowski, Sénateur UMP ;
• Jean Bergougnoux, ancien directeur d’EDF ;
• Martin Hellwig, économiste ;
• Daniel Labetoulle, membre du Conseil d’État ;
• Jacques Percebois, Professeur émérite à l’Université de Montpellier et spécialiste des questions d’énergie.

Entre 2008 et 2009, la Commission Champsaur planche sur un rapport. Elle rend à sa copie en avril 2009 à Christine Lagarde, Ministre de l’Économie et Jean-Louis Borloo, Ministre de l’Écologie.

Ce rapport, d’une trentaine de pages, aboutit tout d’abord à la création du principe de réversibilité. Il sera voté dans la lsoi du 7 juin 2010. Très important, il donne la possibilité aux usagers de l’électricité et du gaz de revenir aux tarifs réglementés même après les avoir quittés. Aujourd’hui, il est encore en vigueur pour les consommateurs particuliers, comme le précise le Médiateur national de l’énergie sur son site internet : « Pour l’électricité, je peux revenir au tarif réglementé, sous réserve que ma puissance souscrite ne dépasse pas 36 kVA. » Pour le gaz en revanche, il ne s’applique plus. En effet, les tarifs réglementés du gaz sont voués à disparaître en juillet 2023. Engie n’a donc plus le droit de les proposer à la souscription depuis 2019. Il n’est donc pas possible d’y revenir.

Sur la question du nucléaire et de l’ouverture à la concurrence, la Commission Champsaur fait deux propositions :

1. une taxe négative sur le nucléaire redistribuée aux consommateurs. On l’a dit, EDF, exploitant des centrales nucléaires, peut disposer de moyen de production compétitifs. Grâce au nucléaire, il peut rester moins cher que les fournisseurs obligés de passer par les marchés de gros. Dans les grandes lignes, cette taxe négative aurait signifié faire monter les prix EDF afin de les faire correspondre aux tarifs des fournisseurs alternatifs. Elle aurait ensuite été déduite de la facture des consommateurs ;
2. un accès régulé à l’énergie nucléaire et hydraulique, permettant aux nouveaux opérateurs d’acheter de l’électricité au prix de revient du fournisseur historique.

C’est cette deuxième solution qui sera retenue et qui débouchera sur la création de l’ARENH. En effet, c’était ce que recommandait davantage le rapport. Comme expliqué dans le compte-rendu, « la commission préconise d’attribuer à tout fournisseur un droit d’accès à l’électricité de base à un prix régulé reflétant les conditions économiques du parc nucléaire historique pour un volume proportionné à son portefeuille de clientèle sur le territoire national ».

La Loi NOME de 2010 : réorganiser le marché de l’électricité en France

Le rapport de la Commission Champsaur sert de base au projet de loi portant sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité (Loi NOME) du 7 décembre 2010. L’objectif ? Assurer un juste développement de la concurrence, profitable pour les consommateurs particuliers et professionnels. Cette loi est entrée en vigueur le 1^er juillet 2011.

Il faut en retenir plusieurs éléments :

• la suppression progressive des tarifs réglementés de l’électricité ;
• une réorganisation et un renforcement des pouvoirs de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) ;
• la création du mécanisme de capacité ;
• la mise en place de l’Accès régulé à l’énergie nucléaire historique (ARENH).

Tarifs réglementés et libéralisation du marché

La loi NOME vise à accompagner l’ouverture à la concurrence. En cela, elle choisit de ne pas sanctuariser pas les tarifs réglementés. Elle signe la fin :

• du « Tarif Vert », le tarif réglementé de l’électricité pour les entreprises et collectivités avec un compteur d’une puissance supérieure ou égale à 250 kVA ;
• du « Tarif Jaune », le tarif réglementé de l’électricité pour les professionnels disposant d’une puissance de compteur strictement entre 42 kVA et 240 kVA.

Ces derniers ont été supprimé au 31 décembre 2015. Les professionnels répondant à ces profils ont donc été obligés de passer en offre de marché.

Sont maintenus les Tarifs Bleus pour les particuliers et les professionnels. Ils concernent les consommateurs avec un compteur d’une puissance inférieure à 36 kVA. Mais, plus pour longtemps. En vertu de la loi Énergie climat de novembre 2019, le tarif bleu d’EDF sera supprimé pour les entreprises dès le 31 décembre 2020 à l’exception :

• des copropriétés ;
• des entreprises employant moins de 10 personnes et présentant un chiffre d’affaire inférieur à 2 millions d’euros.

Sur le segment des particuliers en revanche, la suppression des tarifs réglementés n’interviendra pas tout de suite. En 2018, le Conseil d’État a jugé préférable de les maintenir puisque l’électricité est un bien de nécessité « non substituable ».

De nouvelles missions pour la CRE

La Loi NOME refond en partie la CRE. L’organisme passe de 9 à 5 commissaires. Moins de commissaires ne signifie pas que celle-ci devient moins importante. Au contraire, la CRE est désormais en charge de proposer les tarifs réglementés de vente de l’électricité et du gaz aux ministres de l’Économie et de l’Écologie. Ceux-ci peuvent alors approuver les propositions ou les retoquer.

La CRE chapeaute aussi l’ARENH dont nous expliquerons le mécanisme dans la suite de l’article. Elle en fixe le montant, gère les accords-cadre entre les fournisseurs alternatifs et EDF. Elle guide l’action du gouvernement en la matière. Comme le précise la loi NOME, « tous les cinq ans, le Gouvernement présente au Parlement, sur la base de rapports de la Commission de régulation de l’énergie et de l’Autorité de la concurrence, un rapport sur le dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique ».

Enfin, elle s’occupe, entre autres, des contentieux entre les fournisseurs et de vérifier que les opérateurs respectent les règles du marché. Doté d’un Comité interne de règlement des différends (CoRDIS), elle peut les sanctionner en cas de manquement à la loi.

Loi NOME et mécanisme de capacité

La Loi NOME vient réaffirmer l’attachement de la France en matière de service public. Concrètement, elle vise à ce que l’ouverture à la concurrence ne rime avec risque de coupure de courant. C’est cela, le mécanisme de capacité.

De ce fait, les opérateurs alternatifs doivent assurer pouvoir fournir leur portefeuille de clients. Pour ce faire, trois possibilités s’offrent à eux :

1. acheter de l’énergie directement à des producteurs ou sur les marchés de gros ;
2. investir dans leurs centrales de production. Certains fournisseurs le font et disposent de parcs solaires et éoliens, par exemple ;
3. procéder à de l’effacement de consommation. C’est à dire inciter certains acteurs à limiter leur demande lors de pics de consommation sur le réseau électrique.

Cette dernière option est davantage proposée aux industries. Celles-ci s’engagent à réduire leur recours au réseau électrique national lors des pointes de consommation. Ainsi, on évite le black-out, la coupure d’électricité généralisée. Pour ce faire, elles peuvent limiter leur activité ou passer sur des groupes électrogènes. En échange, elles reçoivent des avantages financiers.

Mais, l’effacement existe aussi sur le segment des particuliers. C’est dans cette logique qu’a été créé le tarif « Effacement jour de pointe » (EJP) du Tarif Bleu. Il propose 322 jours à un prix du kWh abordable et 43 jours, appelés « jours de pointes mobiles » ou « jours EJP » avec un prix du kWh prohibitif. De cette manière, les consommateurs sont invités à diminuer leur consommation. Les jours EJP interviennent surtout en hiver, quand la demande est très forte sur le réseau car soutenue par la mise en fonctionnement des radiateurs électriques. Le consommateur est prévenu la veille au soir. Ces jours-là, le prix du kWh est deux fois plus élevé qu’en temps normal. Au lieu de 0,1518 € la majorité de l’année, il passe à 0,3114 € en jour de pointe. Ces jours-là, les clients ne peuvent donc utiliser leur four ou lave-linge au risque de voir leur facture exploser.

La création de l’ARENH

Enfin, la loi NOME a permis à l’ARENH de voir le jour. Grâce à ce dispositif, les fournisseurs alternatifs peuvent s’approvisionner en électricité nucléaire dans des « conditions économiques équivalentes » à celles d’EDF.

En vigueur de 2011 à 2025, le dispositif de l’ARENH impose à EDF de vendre à un prix déterminé par la CRE, jusqu’à 100 TWh d’électricité nucléaire par an. Cela représente environ 25 % de sa production annuelle liée au nucléaire.

Au moment de l’application de la Loi NOME, en 2011, le tarif de l’ARENH était de 40 €/MWh. Aujourd’hui, il est de 42 €/MWh et ce, depuis 2012.

Tous les fournisseurs peuvent bénéficier de l’ARENH. La quantité à laquelle ils peuvent prétendre dépend de leur parc de clients. Plus le fournisseur a de clients, plus il a le droit à un pourcentage important du montant de l’ARENH.

Loi NOME et ARENH : quel impact sur la facture d’électricité des particuliers ?

En réorganisant le marché, la Loi NOME a eu des conséquences sur les prix de l’électricité. Mécaniquement, cela s’est traduit sur la facture d’électricité des particuliers. Explications.

ARENH et tarifs réglementés de l’électricité : une stabilité des prix

L’ARENH est l’une des variables prises en compte par la CRE pour déterminer le montant et les évolutions du Tarif Bleu. À l’heure actuelle, encore 72 % des consommateurs résidentiels en sont clients.

Le montant de l’ARENH s’il part à la hausse ou s’il part à la baisse, influe sur le prix de l’électricité. Identique depuis 2012, il assure une certaine stabilité des prix.

Écrêtement de l’ARENH et hausse de la facture d’énergie

Une stabilité des prix, oui mais… Il arrive parfois que les demandes des fournisseurs d’électricité en matière d’ARENH dépassent le volume total des 100 TWh prévus dans le cadre de la Loi NOME. Dans ces cas-là, les fournisseurs ne reçoivent pas 100 % de leur requête, mais un pourcentage moins important. Cela s’appelle l’écrêtement de l’ARENH.

C’est, par exemple, ce qui s’est produit en 2020. La CRE a enregistré « un total de demandes de 147 TWh d’électricité formulées par 73 fournisseurs ». EDF a partagé 100 % TWh entre tous les fournisseurs. Chacun a donc pu recevoir 68 % de ses besoins.

Et les 47 TWh restants ? Il faut alors aller les chercher sur les marchés de gros où le prix du MWh est souvent plus cher que celui proposé par l’ARENH. À titre d’exemple, selon RTE, le prix du MWh d’électricité au 1^er janvier 2020 était de 47,73 € le MWh, à 18 h.

Les fournisseurs alternatifs sont donc obligés d’acheter un certain pourcentage d’électricité à des prix plus fluctuants. Cela fait donc monter le prix des offres de marché. On nomme « offres de marché » les contrats de fourniture proposés par les concurrents d’EDF.

On pourrait penser que le Tarif Bleu est épargné. Et bien non, la CRE prend bel et bien en compte le « complément de fourniture » dans son calcul des tarifs réglementés. Pourquoi ? Afin de garantir la contestabilité du Tarif Bleu, à savoir la possibilité pour les « fournisseurs alternatifs de proposer aux consommateurs des offres de marché à prix égaux ou inférieurs aux TRV ». Il en va de la bonne mise en place de la concurrence.

Pour éviter de se retrouver dans cette situation d’écrêtement, de nombreux fournisseurs demandent aux autorités publiques de relever le plafond de l’ARENH à 150 TWh. Ça n’a pour l’instant jamais été fait.

ARENH 2020 et coronavirus : une situation inédite

L’ARENH permet donc une relative stabilité des prix. C’est d’ailleurs pour cela que la quasi-totalité des fournisseurs français y a recours. Seul Ilek et Enercoop, deux petits fournisseurs d’énergie verte s’affranchissent totalement de l’ARENH.

Mais, que se passe-t-il lorsque les prix du marché dégringolent ? Les fournisseurs peuvent-ils renoncer à l’ARENH pour s’approvisionner autre part et faire baisser leurs tarifs ? A priori non. Comme dans tout contrat, si un accord-cadre est passé auprès de la CRE entre un fournisseur et EDF, les deux parties sont obligées de l’honorer.

Sauf dans le cas d’un élément de surprise permettant de faire jouer la « clause de force majeure ». C’est notamment ce qui s’est passé avec la pandémie de Covid-19. Les prix se sont effondrés sur les marchés de gros. Par exemple, le 13 avril à 15 h, en plein confinement, le prix du MWh d’électricité en France était porté à – 75,82 €/MWh. Un prix négatif qui signifie que les producteurs choisissent de payer pour écouler leur production au lieu de couper leur chaine de production.

De ce fait, certains fournisseurs, comme TotalEnergies (ainsi qu’Alpiq et Gazel, deux fournisseurs uniquement présents pour les professionnels) ont voulu renoncer à leur commande d’ARENH. EDF a commencé par refuser. Mais, il y a rapidement été contraint par le Tribunal de Commerce de Paris.

En s’affranchissant de l’ARENH, il devient plus difficile pour eux de garantir une stabilité des prix à leurs clients. Il conviendra de regarder quelles seront les stratégies de ces fournisseurs dans les mois qui viennent, si les prix remontent sur les marchés.

La Loi NOME : des révisions à venir ?

Le marché évoluant, les mesures engagées par la loi NOME évolueront forcément. C’est inévitable. C’est d’ailleurs le cas pour l’ARENH qui soulève de plus en plus de questions.

L’avenir de l’ARENH à court terme

Deux évolutions sont à prévoir. Tout d’abord, le plafond de l’ARENH pourrait être relevé pour éviter les effets d’écrêtement. C’est ce que souhaite l’A.N.O.D.E., l’Association nationale des opérateurs détaillants en énergie, qui regroupe de nombreux fournisseurs alternatifs. Ses membres demandent « soit un relèvement très conséquent du plafond de l’ARENH dès que possible, soit sa suppression pure et simple – le rationnement qu’il implique étant totalement injustifié et au détriment des consommateurs. Cette deuxième piste garantirait le respect véritable du principe d’équité établi par la loi NOME. ».

EDF, de son côté, plaide pour que soit relevé le montant de l’ARENH. Selon Jean-Bernard Levy, PDG du groupe dans une interview aux Échos : « Le prix auquel nous sommes tenus de vendre notre électricité à nos concurrents n’a pas évolué depuis huit ans. Il permet de couvrir les coûts courants, mais pas de réaliser nos investissements. ».

Cette revalorisation de l’ARENH entre d’ailleurs dans les négociations sur la restructuration EDF, le « projet Hercule », entre l’énergéticien, l’État français et la Commission européenne. Ce plan de restructuration permettrait de diviser EDF en deux :

• un EDF Bleu, presque exclusivement consacré au nucléaire et 100 % propriété de l’État ;
• un EDF Vert, dédié à la production d’énergies renouvelables, dont le capital serait en partie ouvert à des investisseurs privés.

Ce plan de refonte ne semble pas plébiscité par le personnel d’EDF et ses filiales. Notamment, car il pourrait « pérenniser » l’ARENH. « On privatise les gains et on nationalise les pertes », fait savoir Hervé Desbrosses, membre du syndicat de la CFE-CGC. En échange de la réforme, EDF et l’État français pourraient donc demander à porter le MWh à 45 € le MWh. Le plan Hercule était censé être étudié par la Commission européenne pendant l’été 2020. Cela a été retardé, probablement du fait du Covid-19.

Et après 2025 ?

Légalement, le dispositif de l’ARENH prend fin en 2025. L’échéance approchant, les pouvoirs publics sont obligés de se préparer à l’après.

Pour cela, une consultation publique est en cours sur le site de la CRE. Elle est ouverte jusqu’au 15 septembre. Personne ne sait ce qu’adviendra l’ARENH après 2025. Cela étant plusieurs pistes ont déjà été soulevées notamment :

• le maintien d’un système proche de celui engagé par la loi NOME. Le plafond et le montant de l’ARENH pourraient bien entendu être adaptés aux « nouveaux besoins » des fournisseurs alternatifs, d’EDF et des consommateurs ;
• la création d’un « corridor de prix ». Il n’y aurait pas un seul montant de l’ARENH mais deux, un prix plafond et un prix plancher.

Dans ce deuxième scénario, selon Jacques Percebois, l’un des membres de la Commission Champsaur et Boris Solier, professeur à l’université de Montpellier, « si le prix spot de vente du nucléaire est supérieur au prix-plafond garanti, EDF devra verser la différence aux fournisseurs qui ont acheté du nucléaire pour alimenter leurs clients français. Dans le cas où le prix spot est inférieur au prix-plancher, ce sont les fournisseurs alternatifs qui cette fois devront verser la différence à EDF ». Pour faire simple, on entend par prix spot, le prix sur les marchés de gros (comme sur celui d’EPEX Spot).

Reste à savoir vers quelle option se tournera la France. Pour cela, il faudra attendre la synthèse des propositions reçues par la CRE.

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