C’était un sujet de débats depuis plusieurs années : comment revendre l’électricité nucléaire après la fin de l’ARENH ? La solution semble avoir été trouvée, mais elle est particulièrement complexe. 

Pourquoi faire simple, quand on peut faire compliqué ? C’est la question que l’on pourrait naturellement se poser, à la lecture du mécanisme destiné à remplacer l’ARENH. Pour rappel, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) est un dispositif qui a été créé en 2010 pour permettre aux fournisseurs d’électricité alternatifs d’acheter de la production nucléaire. Ce mécanisme obligeait EDF à vendre jusqu’à 100 térawattheures (TWh) d’électricité à un tarif fixé par l’État, à 42 € le mégawattheure (MWh). Il était vivement critiqué pour son tarif trop bas, qui obligeait EDF à vendre de l’électricité à perte.

Ce mécanisme arrivant à terme ce 31 décembre 2025, il fallait trouver un modèle de remplacement. C’est de cette manière qu’est né le Versement nucléaire universel, aussi appelé VNU. Ce nouveau mécanisme est jugé moins protecteur des consommateurs, puisque l’électricité nucléaire sera désormais vendue au prix du marché de gros. Néanmoins, un système de taxe devrait les protéger contre les envolées de prix.

Des taxes pour limiter les flambées de prix

Dans les faits, le mécanisme s’établit sur le prix au MWh de l’électricité nucléaire défini il y a peu par la CRE. Actuellement annoncé à 60,3 €/MWh, ce tarif pourra être actualisé tous les 3 ans. À partir de ce prix de base, l’État fixera chaque année deux seuils à partir desquels la vente d’électricité sera taxée. Pour l’heure, ces seuils sont définis de la manière suivante :

• Seuil 1 : marge fixée entre 5 € et 25 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 50 % sera appliquée.
• Seuil 2 : marge fixée entre 35 € et 55 €/MWh de plus que le prix de base. En cas de dépassement de ce tarif, une taxe de 90 % sera appliquée.

L’argent récolté par l’État avec ces taxes sera ensuite reversé aux consommateurs par le biais d’une minoration des factures, notamment en fonction du tarif unitaire défini pour chaque client.

Un mécanisme beaucoup plus complexe

Au-delà de cette base de calcul, des mécanismes complémentaires sont également prévus pour faciliter la mise en place du VNU, comme le versement d’acomptes aux fournisseurs pour limiter les problèmes de trésorerie. Ce nouveau mécanisme devrait permettre à EDF d’obtenir une rémunération plus en adéquation avec le coût réel de l’électricité nucléaire, tout en protégeant les consommateurs de potentielles envolées des prix. En revanche, aucun mécanisme ne prévoit une protection d’EDF en cas de prix du marché de gros durablement bas.

La complexité du VNU suscite les interrogations. EDF aurait, en effet, pu opter pour un mécanisme similaire au Contract for difference (CfD), largement adopté pour les énergies renouvelables. Celui-ci fonctionne autour d’un tarif prédéterminé, et permet de protéger le producteur en cas de prix faibles avec des subventions, et le consommateur en cas de prix élevés avec des taxes. Néanmoins, il semblerait que le recours à un CfD pour le nucléaire français aurait pu engendrer des complications auprès de la Commission européenne, comme une séparation structurelle des différentes activités d’EDF.

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Cinq ans après sa création, Verkor a inauguré le 11 décembre sa première gigafactory de cellules de batteries lithium-ion bas-carbone à Bourbourg, près de Dunkerque. Cette usine marque le passage de la startup grenobloise à l’industrialisation à grande échelle, positionnant la France comme un acteur majeur de la filière batterie européenne.

Avec une capacité initiale de 16 gigawattheures (GWh) par an, le site va créer 1 200 emplois directs et 3 000 emplois indirects. Les premières batteries lithium-ion commerciales destinées aux véhicules électriques Alpine A390 sont attendues courant 2026. L’ambition de Verkor est d’atteindre 50 GWh de capacité d’ici 2030, ce qui en ferait l’un des principaux producteurs européens.

Le projet s’appuie sur une stratégie de développement à deux sites. Le Verkor Innovation Centre de Grenoble, opérationnel en continu, a produit des dizaines de milliers de cellules tests et validé les procédés avant leur transfert vers Dunkerque. Cette ligne pilote a permis de garantir la fiabilité industrielle et d’assembler les premiers modules, explique la firme.

L’usine dunkerquoise, dotée d’une architecture numérique propriétaire, sera par ailleurs alimentée en électricité nucléaire puisque Verkor a signé début décembre un contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN) avec EDF.

Un financement mêlant public et privé

Verkor a récolté plus de 3 milliards d’euros depuis 2020, mobilisant un écosystème financier alliant secteur public et investisseurs privés. Parmi les soutiens figurent Macquarie Asset Management, Meridiam, Renault Group, EQT Ventures, ainsi que la Banque européenne d’investissement, l’État français via France 2030, la région Hauts-de-France et l’ADEME.

Cette inauguration tombe à point, alors que l’Europe cherche à réduire sa dépendance aux batteries asiatiques. Verkor espère s’imposer comme un acteur incontournable de la mobilité électrique en Europe.

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Une puissance maximale de 20 983 mégawatts exportés vers nos voisins européens à un tarif assez élevé : voilà le record qu’a battu la France le dimanche 7 décembre, à la faveur de températures clémentes.

Le 7 décembre, journée grise sur l’Hexagone, avec du vent et des températures clémentes. Qui aurait pu prédire que cette journée allait entrer dans l’histoire comme la journée où la France a exporté plus de 20 GW instantanés d’électricité à nos voisins européens ? Sur le site Eco2mix, un outil de RTE pour suivre les données de consommation, entre autres, nous nous sommes plongés dans cette journée particulière qui a poussé la France à ouvrir les vannes de l’export.

D’abord, une demande anticipée en dessous de la demande qui s’est effectivement manifestée sur le réseau à 21h45. Un écart de plus d’un gigawatt par rapport aux prévisions J-1, une demande supérieure par rapport à la prévision du jour J. À cette heure-là, en miroir, la production française était dominée par 50 GW de nucléaire, 15 GW d’éolien et 7 GW d’hydroélectricité. Une production largement excédentaire, le nucléaire à lui seul aurait pu suffire.

La France fournit de l’électricité au moment le plus rentable pour elle

À 21h45, l’Allemagne et la Belgique manquaient d’électricité : 7 GW leur ont été adressés. Contrairement au pic solaire espagnol du même jour qui a transité par la France et ajouté un solde importateur, tous les pays ont, à 21h45, importé au moins presque 3 GW, totalisant un record de 20 983 MW. C’est exclusivement un solde exportateur, les importations ce soir-là étaient nulles.

Par leur grande pénétration renouvelable, nos voisins nous fournissent de l’électricité souvent peu chère, en journée. Ce soir-là, alors que les prix spot français étaient à 78 €/MWh, les électrons partaient à destination des zones de prix à notamment 82 €/MWh (Allemagne), 112 €/MWh (Espagne) et 114 €/MWh (Autriche).

Un record permis par le nucléaire, l’éolien et une faible demande nationale

En bonus, l’électricité était ce jour-là très largement décarbonée à 17 g CO2eq/kWh. Il restait tout de même une fine bande de production à partir de gaz à 1 436 MW. Une électricité plutôt chère, peu carbonée, poussée par le nucléaire et l’éolien a été exportée ce jour-là, le fruit d’une demande atone conjoncturelle qui peine à décoller, poussant RTE à revoir son bilan prévisionnel au vu des surcapacités actuelles.

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