Transitions & Energies

EDF, depuis 20 ans un État inconséquent lui a imposé toujours plus de contraintes

Centrale nucléaire Gravelines wikimedia commons

Depuis vingt ans, la libéralisation du secteur électrique et la privatisation partielle d’EDF se sont traduites pour l’entreprise publique par une accumulation de contraintes ingérables. Le résultat quasi mécanique de cette situation est l’alourdissement de la dette, des pertes continues de parts de marché, un rejet par les marchés financiers et une incapacité à financer des investissements indispensables.
Article paru dans le numéro 7 du magazine Transitions & Energies.

Si EDF connaît une situation financière aussi difficile qui l’a conduit dans le piège d’une indispensable restructuration baptisée Hercule, c’est parce que l’entreprise publique est prise depuis de nombreuses années dans un nœud de contradictions qui n’ont cessé de s’aggraver. Elles tiennent aux injonctions contradictoires d’un État inconséquent, qui n’a eu de cesse de les multiplier depuis le début de la libéralisation du secteur électrique français en 2000, suivie de la privatisation partielle d’EDF à 14% en 2004.

EDF a depuis vingt ans additionné les contraintes. L’entreprise publique doit ainsi maintenir ses ventes à des tarifs règlementés à l’opposé de ce qu’imposent les directives tout en se voyant imposer le dispositif de l’Arenh (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) pour permettre une concurrence artificielle bruxello-compatible. Elle doit offrir son électricité nucléaire amortie à ses concurrents à faibles prix mais doit dans le même temps investir à grands frais dans le nouveau nucléaire et la rénovation de l’existant à des coûts ampli- fiés par la surenchère des autorités de contrôle en matière de sûreté. Elle doit subir le développement hors marché des énergies renouvelables (EnR) intermittentes imposé par une politique ambiguë au détriment du nucléaire existant très compétitif, ce qui réduit ses marges et lui fait subir des «coûts échoués» de plus en plus importants. Elle doit préserver les avantages sociaux et la cogestion avec les syndicats tout en subissant la concurrence d’entreprises plus agiles.

Le résultat quasi mécanique de ces injonctions contradictoires est l’alourdissement de la dette, les pertes continues de parts de marché, la disqualification d’EDF au regard des marchés financiers, et la dramatisation du défi de l’investissement futur dans la rénovation du nucléaire et le nouveau nucléaire du fait de l’emprise intellectuelle de la finance sur la haute administration. Le projet Hercule de nationalisation-scission- reprivatisation n’est qu’un nouvel avatar de ses contradictions, sauf qu’il risque cette fois de faire disparaître complètement l’entreprise EDF. Revenons sur chacun de ses aspects. Il y en a cinq.

1) Résistance aux directives de libéralisation = contraintes règlementaires sur EDF

La France a décidé de faire le minimum en matière de transposition des directives pour éviter une opposition frontale avec la Commission européenne, sans adhérer vraiment au nouveau modèle… Les gouvernements successifs ont cherché à gagner du temps en retardant le plus possible la disparition des tarifs règlementés de vente de l’électricité sur le marché tertiaire et des ménages. Les tarifs règlementés de vente alignés sur les coûts d’EDF ne sont toujours pas supprimés (alors que la directive de 2009 impose la suppression des tarifs règlementés), ce qui a rendu difficiles les entrées de fournisseurs alternatifs qui, eux, doivent s’alimenter sur le marché de gros dont les prix sont supérieurs le plus souvent à la partie énergie du tarif règlement de vente (TRV). Les gouvernements ont alors cherché à créer une concurrence artificielle dans la fourniture avec le dispositif de l’Arenh (2010) qui consiste à céder une partie de la production nucléaire à prix coûtant aux concurrents d’EDF.

Le problème de départ est que le secteur électrique français était à dominante nucléaire au moment de la libéralisation. Avec un mix électrique à 75% de nucléaire en grande partie amorti, il ne pouvait y avoir de nouveaux entrants et donc de concurrence faite à EDF, à moins de disperser le parc nucléaire vers deux ou trois énergéticiens à poches profondes, ce qui n’était pas faisable politiquement.

En même temps, le pouvoir politique, quel que soit son bord, a toujours été très sensible aux demandes des consommateurs, industriels et des ménages de pouvoir bénéficier de l’avantage de disposer de cette production nucléaire à bas coût. L’État a toujours suivi avec inquiétude les augmentations du prix de l’électricité sur le marché de gros, intervenant à chaque fois qu’il l’estime nécessaire. Il s’est ainsi donné, année après année, de nouveaux outils d’intervention souvent complexes, ce qui demandait àchaque fois de longues négociations avec Bruxelles qui doit juger de la conformité avec les principes de la concurrence et notamment ceux du contrôle des aides d’État.

On peut citer en 2003 le contrat Exeltium (contrat spécial de vente de 7 TWh à 30 €/MWh sur vingt-quatre ans réservé à un groupement de six électro-intensifs) , le Tartam en 2006 (qui est un tarif de retour vers les ventes à tarifs règlementés pour les industriels qui avait quitté antérieurement le « Tarif » pour des achats à des fournisseurs concurrents), les VPP (Virtual Power Plants) en 2002 (qui sont des contrats de cession par enchères de blocs d’énergie d’origine nucléaire concernant 1/3 du marché industriel libéralisé) et donc l’Arenh mis en place en 2010 pour quinze ans. Lorsque les prix de gros sont supérieurs au tarif Arenh de 42 €/MWh, les concurrents d’EDF exercent leur option, et lorsque les prix sont plus bas, ils se fournissent sur le marché de gros, ce qui, au-delà de l’asymétrie de l’option, est très inéquitable pour le producteur nucléaire qui doit amortir ses équipements.

Tous ces dispositifs aux acronymes bizarres ont finalement un dénominateur commun: priver EDF de ses marges (qu’il aurait légitimement obtenu sur les marchés de gros et de détail) pour les répartir entre les consommateurs français. Cela se combine aussi avec l’objectif de faciliter les entrées de concurrents sur le marché industriel et de détail pour complaire à Bruxelles obsédé par les taux de «switching» des consommateurs et les indices de concentration industrielle.

On compte que, pour la seule Arenh, le manque à gagner pour EDF a été de 6 à 800 millions dans les années où le prix de l’électricité était supérieur à 42 €/MWh, sans parler de ce qui aurait été gagné par EDF si le dispositif avait été basé sur un engagement symétrique où les fournisseurs alternatifs auraient dû enlever de l’électricité Arenh pendant les périodes de prix bas. On pourrait faire des calculs analogues pour estimer ce que le Tartam a coûté à EDF entre 2008 et 2010 (il était à 35 €/MWh quand les prix du marché était autour de 90 € en 2009) et ce que le TRV lui coûte en période de prix de marchés élevés.

À ceci s’ajoute le fait que l’État ne lui a remboursé qu’avec retard le coût des tarifs d’achat de l’électricité EnR qu’il a l’obligation d’acheter pour les équipements mis en place jusqu’en 2018. L’État a renâclé à augmenter suffisamment la taxe perçue sur les consommations pour compenser la partie de la CSPE (charges de service public de l’énergie) dédiée aux EnR. La dette est montée jusqu’à 5 milliard d’euros en 2013 et elle était encore de 900 millions en 2019.

ftême un éléphant de la taille d’EdF maigrit s’il cesse de manger et, avec le temps, meurt. L’action d’EdF, qui dépassait 75 eurosen 2007 dans ses moments de faveur, se situe ces jours-ci aux alentours de 12 euros. La capitalisation totale d’EDF ne s’élève plus qu’à 37 milliards d’euros, après être sortie du CAC 40 en 2015.

2) Maintien de l’option nucléaire au coût de sûreté croissant

La France a maintenu le choix du nucléaire, mais l’opinion publique marquée par Fukushima est de moins en moins acquise à ce choix, d’où la tentation du pouvoir politique de réduire la part du nucléaire dans le mix énergétique pour des enjeux électoraux, et des exigences de plus en plus élevées en matière de sûreté servie par une autorité de contrôle qui se veut la plus sévère au monde.

Cela se traduit par des coûts grandissants de mise à niveau de l’ancien nucléaire, et l’adoption de l’EPR, une technologie hypersécurisée (avec de multiples systèmes de sécurité redondants) comme base du nouveau nucléaire. L’empilement de contraintes nouvelles rend l’apprentissage industriel de l’EPR particulièrement compliqué, d’autant plus que, privatisation partielle aidant, EDF n’avait pas reconstruit ses compétences d’ingénierie supprimées pendant la traversée du désert des commandes.

L’ensemble a conduit à des dérapages spectaculaires des délais et des coûts de construction, qui ont contribué à changer la perception que les administrations ont de la compétitivité potentielle du nouveau nucléaire, sans parler des partis politiques et des médias chauffés à blanc par les experts de la nébuleuse hostile au nucléaire.

En attendant, EDF doit subventionner ses concurrents avec l’Arenh pour qu’ils lui prennent des parts de marché (150.000 clients domestiques perdus chaque mois actuellement) et renoncer à une partie de la rente qui contribuerait au financement du grand carénage des anciennes centrales et du nouveau nucléaire, tout en devant assumer le coût des exigences grandissantes de sûreté imposées par l’autorité de sûreté retranchée derrière les hauts murs de son indépendance.

3) Priorité aux renouvelables = dévalorisation du patrimoine d’actifs nucléaires

Les pouvoirs politiques successifs se sont inclinés sans résistance devant le mode peu rationnel de définition de la politique climat-énergie de l’Union européenne qui consiste à définir des objectifs redondants en matière de réduction des émissions de carbone (20% en 2020), d’augmentation des parts de production des EnR (20% en 2020) et d’efficacité énergétique, sans tenir compte du fait que le nucléaire contribue à la limitation des émissions du secteur électrique.

Décliné dans le domaine électrique en France, l’objectif EnR pour 2030 a légitimé l’objectif d’augmentation de la part de renouvelables (à majorité d’EnR intermittentes) à 23% en 2020 puis à 40% en 2035, sans tenir compte du fait que cela n’apportait aucun gain en termes de réduction d’émissions, au contraire. Cela se fait mécaniquement au détriment du nucléaire existant, sous l’égide de l’alliance électorale du Parti socialiste et des écologistes lors de l’élection présidentielle de 2012. Celle-ci entraîne la décision de fermer les deux réacteurs de Fessenheim, malgré la perte économique qu’elle représente pour EDF et l’économie française, et la programmation de fermeture de 14 autres réacteurs pour ramener la part du nucléaire de 72% à 50% d’ici à 2025, échéance repoussée à 2035 par Emmanuel Macron.

Le pouvoir politique et une partie de la haute administration semble persuadé, à tort, que c’est un bon choix devant les baisses importantes de coût des EnR principales et les difficultés de réalisation de l’EPR de Flamanville qui prouveraient, paraît-il, que le nouveau nucléaire sera hors de prix, alors que ces difficultés résultent d’un réapprentissage industriel compliqué par l’intransigeance de l’ASN (Autorité de sûreté nucléaire). De plus, on doit constater qu’il n’y a pas d’évaluation honnête et rigoureuse du coût de la politique d’ensemble de développement des énergies renouvelables intermittentes au détriment du nucléaire existant.

La compétitivité proclamée des EnR ne prend pas en compte les coûts de système croissants qu’entraînent les productions des renouvelables intermittentes (EnRi) du fait du besoin d’adossement à des centrales fossiles flexibles et de consolidation des réseaux, coûts qui se retrouveront dans la facture des consommateurs. On ne dit pas non plus que le coût économique du MWh des réacteurs rénovés pour une durée de fonctionnement de vingt ans, n’est que de 32 à 35 €/MWh, selon J.-G. Devézeaux, un économiste spécialiste du nucléaire reconnu. On est loin des coûts de production des meilleurs projets de centrales éoliennes ou solaires PV, même après les importantes baisses de coût des dernières années: 50 €/MWh pour les premières, 45 € pour les secondes selon l’Ademe fin 2019.

On ne dit pas non plus qu’au fur et à mesure de leur développement, du fait du nombre croissant d’heures où les prix seront très bas ou nuls sur les marchés horaires, la valeur des productions d’un MW supplémentaire d’EnRi baisse constamment au point où il ne pourra plus recouvrir ses coûts d’investissement. Si les difficultés de l’EPR en construction ne facilitent pas l’enthousiasme vis-à-vis de l’option nucléaire, ce n’est pas une raison pour faire une croix sur cette énergie. Or, on sent la tentation du personnel de l’État de faire sortir la France du nucléaire dans le balancement permanent entre critique et soutien du bout des lèvres, comme l’ont montrées les déclarations en 2019 d’Élisabeth Borne, ministre de la Transition écologique à l’époque.

On ne dit pas aussi que tout ceci va se faire au détriment des performances d’EDF, car la promotion des EnRi à grande échelle entraîne la dévalorisation des réacteurs existants comme de tous les équipements en place, en les poussant hors de l’«ordre de mérite» horaire (moindre appel par les marchés horaires) et en diminuant les prix horaires lorsque les EnRi produisent. Elle va donc entraîner des «coûts échoués» importants pour EDF, similaires par nature à la perte de revenus qu’entraînera la fermeture anticipée des 14 réacteurs nucléaires prévue d’ici à 2035, source insoupçonnée de destruction de valeur à grande échelle

En attendant, EDF se doit de s’aligner sur les objectifs gouvernementaux de diversification du mix électrique vers les EnR, ce qu’il fait en 2017 quand l’État lui enjoint de se doter d’un plan stratégique. Depuis, il contribue activement à la mise en place de grandes installations éoliennes et de solaire en France et à l’international avec des objectifs ambitieux, comme celui de son programme d’investissement solaire de 25 milliards d’euros pour la construction de 30 GW de centrales solaires d’ici 2030, via sa filiale EDF Énergies nouvelles. Le montant de ses investissements dans les EnRi devrait grimper de 0,6 milliard en 2019 vers 2,5-3milliards au sein d’une enveloppe stable d’une quinzaine de milliards.

4) L’État actionnaire opposé à l’État régulateur et à l’État stratège

En privatisant EDF partiellement en 2004, l’État devait s’attendre à ce qu’EDF soit soumise aux critères à court terme des marchés boursiers et à l’impératif d’un retour rapide sur investissement. Mais les équipements bas carbone, EnR comme nucléaire, nécessitent de longs temps de retour tandis qu’ils sont exposés aux aléas du marché électrique et aussi à une incertitude radicale sur l’effet à long terme des politiques EnR sur les prix du marché. En privatisant EDF, l’État actionnaire a dû regretter de voir l’État régulateur imposé des contraintes règlementaire fortes qui réduisent les marges d’EDF et voir l’État stratège encourager le maintien de la filière nucléaire et vouloir constituer de nouvelles filières comme dans l’éolien off shore.

L’État stratège n’a jamais renoncé au nucléaire et à mener une politique industrielle en ce domaine, même si c’est mezzo voce depuis Fukushima. Il n’a jamais empêché EDF de s’identifier à l’objectif de promouvoir la filière nucléaire française et de se donner des ambitions nucléaires aux États-Unis et au Royaume-Uni. Il lui a même demandé de reprendre la division des réacteurs d’Areva au bord de la faillite en 2017, qui était valorisée 2,5 milliards d’euros. Si EDF avait été une entreprise majoritairement privée et très autonome, elle n’aurait sans doute jamais cherché à s’aventurer dans le nucléaire à l’international et accepté de reprendre Areva NP (maintenant Framatome), même en étant compensée par une augmentation du capital, comme ce fut le cas.

EDF peu privatisé ne peut que se soumettre aux importantes contraintes règlementaires et aux objectifs de politique industrielle de l’État. Il ne peut pas se situer dans une simple logique financière de création de valeur pour l’actionnaire quand bien même il est constamment sous le regard des marchés financiers qui ne manquent pas de dénigrer systématiquement sa gestion et ses stratégies.

Les institutions financières, les agences de notation, les médias spécialisées reprochent à l’entreprise ses mauvaises performances financières (et provoquer la chute de valeur de l’action EDF) qui seraient dues à sa mauvaise gestion sans prendre en compte toutes les contraintes règlementaires évoquées précédemment, qui lui sont imposées. On ne compte pas les articles négatifs consacrés à «la dette abyssale» d’EDF, à ses errements stratégiques (comme son internationalisation en Amérique latine et aux États-Unis), aux dégradations successives de sa note par les agences de notation (passée progressivement de AA à A, à A–, et actuellement à BBB+, en attendant mieux) et son incapacité à faire face à un soi-disant «mur» d’investissements.

5) L’exagération de la crise du financement d’EDF par l’État actionnaire

Les injonctions contradictoires de l’État expliquent en grande partie la crise actuelle, mais aussi la menace d’une disparition totale d’EDF sous l’injonction de Bruxelles parce qu’on a voulu préserver le dispositif de l’Arenh en le réformant ainsi que les tarifs règlementés; parce qu’on a aussi cru bon d’accompagner cette réforme d’un schéma de déstructuration d’EDF inspirée par les banques d’affaires pour la faire accepter par le grand Inquisiteur bruxellois.

Si on en est là aussi, c’est à cause de l’emprise intellectuelle des considérations uniquement financières sur la représentation que l’État actionnaire a des problèmes de financement d’EDF, de la prétendue mauvaise rentabilité du nucléaire et des risques du nouveau nucléaire, sous la menace de la dégradation continue de la note d’EDF. Il est faux de considérer le nucléaire existant comme non rentable. Chacun des réacteurs existants contribue bon an mal an à hauteur de 200 millions d’euros à l’excédent brut d’exploitation d’EDF. De plus, comme il a déjà été dit plus haut, on estime à 32-35 €/MW, le coût économique du MWh des réacteurs rénovés pour produire vingt ans, ce qui est bien loin du coût comptable de 62 €/MWh calculé par la Cour des comptes en amortissant tout l’investissement de rénovation sur une année (et non sur vingt ans), ce qui a jeté un peu plus de discrédit sur le nucléaire existant.

D’autre part, la dette d’EDF n’est pas «abyssale» au regard de ce qu’elle a été pendant la période de développement du programme nucléaire dans les années 1970 et 1980. Elle est montée jusqu’à 34 milliards d’euros (225 milliards de francs) en 1990, ce qui correspondait à une fois et demie son chiffre d’affaires de l’époque, à comparer aux 38 milliards d’euros avant la crise de la Covid pour un CA de 71 milliards d’EDF en 2019, soit environ la moitié de celui-ci.

EDF a pu contracter ses emprunts sans la garantie de l’État, dont un tiers en dollars à sa demande, et rembourser cette dette pour retrouver son équilibre financier dans la seconde partie des années 1990 pour deux raisons. Ses tarifs pour tous les consommateurs étaient conçus pour recouvrer ses coûts d’investissement à un taux de rentabilité de 5%, hors inflation (ce que ne permettraient pas les prix du marché électrique horaire alignés sur le coût de court terme de la dernière centrale appelée). De plus, les débouchés de toute la production nucléaire étaient garantis, sans risquer d’être empiétés par des productions EnR indépendantes subventionnées, ni par des concurrents à qui EDF aurait été obligé de brader une partie de sa production nucléaire.

Dominique Finon

 

LE NOUVEAU DISPOSITIF DE L’ARENH, UNE VÉRITABLE USINE À GAZ

Avec le nouveau mécanisme d’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (Arenh), toute la production nucléaire serait écoulée sur le marché de gros et serait «ouverte» aux différents fournisseurs d’électricité dont évidemment EDF. Les fournisseurs en bénéficieront au prorata de leurs ventes. Le prix payé par chaque fournisseur doit, in fine, fluctuer entre un prix plafond et un prix plancher. Pour obtenir ce résultat, on dissocie le marché «physique» sur lesquels tous les MWh nucléaires sont vendus d’un marché «financier» donnant lieu à des compensations entre EDF et les fournisseurs alternatifs dans les deux sens. 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 livrer 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.

L’avantage du système pour EDF est que les engagements entre lui et ses concurrents sont cette fois symétriques et non plus asymétriques comme avec l’Arenh actuel. Aujourd’hui, EDF n’est pas compensé quand le prix du marché horaire s’établit en dessous de 42 ð/MWh. EDF aura la garantie que son nucléaire sera vendu à son coût, avec un taux «normal» de rentabilité et les fournisseurs alternatifs profiteront d’un prix relativement stable.

Le prix plafond comme le prix plancher seront fixés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) sur une base objective (les coûts complets économiques d’EDF). Pour l’heure, l’écart retenu entre ces deux bornes est de six euros par MWh. Avec ce système, «EDF fournisseur» devient un acheteur de droit commun des MWh nucléaires français lorsqu’il doit acquérir la quantité d’électricité à fournir à ses clients.

L’adoption de ce dispositif justifierait ainsi la séparation entre les activités de producteur nucléaire placées selon le schéma de restructuration Hercule dans l’entité EDF Bleu et celles de fournisseur d’électricité placées dans l’entité séparée EDF Vert.

 

 

 

 

 

 

 

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