64,5 milliards d’euros d’endettement au 31 décembre 2022, un plafond ARENH (Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique) poussé à 120 TWh en 2022 à 46,2€/MWh, et une perte nette record de 17,9 milliards d’euros la même année. Ces trois chiffres résument une décennie de libéralisation électrique qui a fragilisé l’électricien national, alourdi la facture publique et brouillé les signaux de prix envoyés aux ménages comme aux industriels. Dans ses analyses, l’ingénieur et expert en énergie Nicolas Meilhan met en cause la loi NOME de 2010, adoptée pour ouvrir davantage le marché sous pression européenne. Son verdict est sévère sur la rationalité économique du dispositif. En revenant aux faits, en actualisant les données et en confrontant les points de vue, un constat ressort avec netteté : la France a organisé un marché qui a fonctionné contre son producteur pivot, et donc contre l’intérêt de long terme des consommateurs.
Un diagnostic sans concession
Les interventions récentes de Nicolas Meilhan s’articulent autour de trois critiques : l’adoption de la loi NOME sous contrainte, la création d’un marché artificiel au bénéfice de fournisseurs non producteurs, et l’affaiblissement financier d’EDF qui en a découlé. Le fond est solide sur plusieurs points.
D’abord, l’ARENH a objectivement offert une rente d’arbitrage lors des épisodes de prix extrêmes. Les constats du régulateur sur 2022 confirment des demandes excédentaires et des gains liés à la revente. Ensuite, l’érosion de la profitabilité d’EDF a été aggravée par une politique de prix administrés décorrélés des coûts, précisément au moment où l’électricien devait acheter cher sur les marchés tout en vendant à bas prix via l’ARENH.
Là où la controverse demeure : l’ampleur des menaces de sanction européennes alléguées lors du vote de la NOME et le chiffrage agrégé des pertes attribuées à la seule libéralisation. Les procédures européennes visaient principalement des engagements pour lever des obstacles à l’entrée et éviter des verrous contractuels, avec un plafond d’amende théorique proportionné au chiffre d’affaires. La communication politique a parfois amplifié ces éléments. Autre nuance : si la libéralisation a pesé, 2022 a été surtout l’année d’un choc industriel sur le nucléaire (arrêts pour corrosion sous contrainte) et d’un choc de marché européen. Sans ces deux chocs, la facture aurait été nettement inférieure, même avec un ARENH mal calibré.
Les analyses de Nicolas Meilhan s’appuient sur des faits solides. L’ARENH a permis des gains sans production, l’électricien national a été affaibli, la facture globale a été déplacée. La nuance concerne l’attribution intégrale des pertes à la libéralisation. Le choc industriel et le choc de marché de 2022 ont joué un rôle déterminant. Pour autant, un système robuste doit résister aux chocs. De ce point de vue, la loi NOME et l’ARENH ont échoué.
Un dispositif né sous contrainte
La loi NOME de 2010 et son mécanisme d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique, l’ARENH, sont nés pour répondre aux exigences d’ouverture du marché de l’Union européenne. Le principe paraît simple. Des fournisseurs privés, souvent sans moyens de production, obtiennent une part de la production nucléaire d’EDF à un prix administré. L’objectif affiché consistait à créer de la concurrence au détail en partageant les bénéfices d’un parc amorti. La mise en œuvre a pourtant créé un ensemble de distorsions qui ont fragilisé l’opérateur historique et déplacé les coûts vers les finances publiques.
Un marché de papier plutôt qu’une concurrence d’actifs
L’ARENH a été fixé à 42€/MWh à partir de 2012, avec un plafond de 100 TWh par an, relevé exceptionnellement à 120 TWh en 2022 à 46,2€/MWh. En période de prix de gros élevés, cet écart a déclenché une rente d’arbitrage. Des fournisseurs ont demandé des volumes supérieurs à leurs portefeuilles clients, puis les ont revendus sur le marché. La concurrence s’est donc jouée davantage dans les fichiers clients et l’optimisation commerciale que dans l’investissement industriel. Le nombre d’acteurs a explosé alors que la base de production restait concentrée chez EDF, ce qui a déplacé la valeur sans répliquer l’effort capitalistique.
Le ciseau financier pour EDF
Le dispositif a comprimé les revenus d’EDF au moment où ses besoins de trésorerie augmentaient. L’entreprise a dû maintenir des ventes à prix régulé alors que ses coûts complets évoluaient avec la maintenance lourde, la sûreté et le financement. Lorsque la disponibilité du nucléaire a chuté, EDF a acheté sur le marché à prix fort pour honorer ses engagements, tout en cédant une part de sa production à bas prix via l’ARENH. Le résultat a été un effet de ciseaux entre recettes sous-calibrées et achats coûteux, qui a réduit la capacité d’autofinancement alors même que la prolongation des réacteurs et les investissements futurs exigeaient des flux stables.
La mécanique des rentes en période de crise
L’année 2022 a rendu visibles les fragilités structurelles. Avec des prix spot très élevés, la différence avec 42–46,2€/MWh a créé une opportunité exceptionnelle pour des acteurs habiles en arbitrage. Le régulateur a constaté des demandes excédentaires et des gains liés à la revente. Sur le plan économique, cela revient à privatiser une partie des recettes de l’outil nucléaire tout en socialisant les coûts, puisque la protection tarifaire des ménages et des petites entreprises s’est appuyée sur des dépenses publiques et sur le bilan d’EDF. La facture a été différée, sous la forme d’endettement et de hausses ultérieures.
Le rôle des chocs de 2022 ne doit pas masquer les erreurs de design
Deux chocs ont amplifié l’addition. Les arrêts pour corrosion sous contrainte ont réduit la production nucléaire. L’explosion des prix de marché européens, liée notamment à la guerre en Ukraine et à la tension gazière, a renchéri l’électricité d’appoint. Même sans ces événements, l’ARENH portait une faiblesse de conception. Un prix administré figé pendant des années ne peut suivre l’évolution des coûts complets, ce qui rend mécanique la sous-rémunération lorsque la maintenance et le capital pèsent davantage. Les chocs ont aggravé la note mais n’en sont pas l’unique cause.
La controverse sur la contrainte européenne
Une partie du débat public s’est focalisée sur l’idée d’une menace d’amende géante au moment du vote de la loi NOME. Les procédures européennes prévoyaient des obligations d’ouverture et des engagements pour lever les barrières à l’entrée. Le débat politique a parfois grossi les montants théoriques. Quoi qu’il en soit, la responsabilité nationale demeure entière dans le choix d’un design qui a dissocié le prix régulé des coûts et qui a laissé prospérer une concurrence d’intermédiaires plutôt qu’une concurrence d’investisseurs.
Le bilan économique et industriel
Les gagnants de court terme ont été les fournisseurs parvenus à capter et arbitrer des volumes régulés en 2022, ainsi que les clients qui ont bénéficié d’une protection temporaire contre la flambée des prix. Les perdants ont été EDF et, à terme, les contribuables donc les français, puisque la stabilisation des factures s’est faite au prix d’un transfert vers le budget public et vers l’endettement de l’opérateur. Le bilan industriel est défavorable. La concurrence n’a pas accéléré la construction d’actifs pilotables ni sécurisé des contrats de long terme pour l’industrie électro-intensive. Elle a multiplié les acteurs commerciaux sans renforcer la base productive.
Les failles de l’ARENH
Trois failles dominent. Le prix administré est resté figé pendant des années, loin des coûts complets supportés par le système. Les volumes alloués ont souvent servi d’instrument d’arbitrage plutôt que d’alimenter un portefeuille client réel et équilibré. L’architecture, enfin, a peu encouragé des contrats d’approvisionnement de longue durée entre producteurs et grands consommateurs, pourtant essentiels pour stabiliser l’investissement et sécuriser la planification industrielle.
La loi NOME et l’ARENH ont ainsi déplacé la valeur hors de la production, affaibli la capacité d’investissement d’EDF et exposé la collectivité lors des chocs. Cette critique repose sur des faits mesurables. Les écarts de prix ont ouvert la voie à des gains sans création d’actifs, au détriment du financement du système électrique. La période qui s’ouvre offre une occasion de corriger ces biais et de rétablir une cohérence durable entre coûts, revenus et protection des ménages comme des entreprises. L’objectif est simple. Assurer un cadre qui rémunère correctement les actifs pilotables, limite les rentes d’arbitrage et oriente la concurrence vers l’efficacité productive. Faute de quoi, le système restera vulnérable et la facture reviendra sous une autre forme.
