Fin mars 2025, le Pdg d’EDF, Luc Rémont, a été remercié par le gouvernement parce qu’il refusait de vendre son électricité aux grands consommateurs industriels à des tarifs sensiblement inférieurs aux prix du marché. Si les industriels considèrent cet avantage comme indispensable pour assurer leur compétitivité, EDF doit se soumettre. Dans un entretien au Figaro le 23 mars, Luc Rémont expliquait pourquoi sa vision de la mission d’EDF n’a rien à voir avec celle des gouvernements… depuis des décennies.
Elle est « fondamentalement différente du pouvoir politique sur EDF, société anonyme à capitaux 100 % publics. L’État considère que l’entreprise doit vivre sa mission en exécutant ses décisions d’une façon qui la rapproche d’un établissement public ou d’une régie, ce qu’elle n’est pas juridiquement… Une entreprise, même nationale, n’est pas là pour accorder des subventions à un petit club privé de gros consommateurs industriels pour financer leur décarbonation via des prix sous-estimés ». Pour lui, « l’entreprise EDF, pour être à la hauteur de ses missions d’intérêt général, doit d’abord être performante, compétitive, et dirigée comme telle ». C’est aussi pour cette raison que le prédécesseur de Luc Rémont, Jean-Bernard Lévy, avait aussi été sèchement remercié il y a à peine deux ans et demi.
L’État actionnaire, l’État régulateur, l’État stratège
L’autre reproche du gouvernement et plus particulièrement de la présidence de la République à Luc Rémont tient à ce qui a été interprété comme une réticence croissante de la direction générale d’EDF à engager le programme de construction de six réacteurs EPR2 de nouvelle génération. Cette procrastination (voir page 35) s’explique même si elle ne s’excuse pas forcément. Ce n’est pas le fonctionnement d’une entreprise « normale » en situation financière précaire que d’engager un programme d’investissement très lourd portant sur une technologie complexe aux coûts non maîtrisés et en s’appuyant sur une filière industrielle à reconstruire.
Avant de se lancer, une entreprise doit au préalable s’assurer de maîtriser les risques industriels, de limiter les dérapages de coûts, de bien mesurer les contraintes financières et d’obtenir les garanties suffisantes de l’État pour ne pas connaître un échec retentissant. En clair, Luc Rémont ne veut pas qu’EDF connaisse à nouveau et à la puissance six le désastre financier, technique et d’image du chantier de l’EPR de Flamanville.
La direction générale d’EDF a donc fait de l’obstruction… Elle a entretenu les incertitudes sur la maîtrise des délais et des coûts et exigé la protection de l’État, ce qui n’a pas manqué d’aboutir à ce qu’elle souhaitait, à savoir le report continu du lancement du programme.
Tout cela tient à un malentendu fondamental sur ce que peut être et doit être EDF. L’entreprise n’a pas seulement face à elle l’État actionnaire, normalement soucieux de ses performances, mais aussi l’État régulateur qui, passant outre les règles européennes, impose des règlementations sur les prix pour protéger les petits consommateurs et veut aider les grands consommateurs industriels. Et ce n’est pas tout. Il faut y ajouter l’État stratège qui poursuit des objectifs de souveraineté en cherchant à mener des politiques industrielles et énergétiques contournant le marché. L’ensemble se traduit par des injonctions contradictoires permanentes avec, pour résultat, l’impossibilité totale pour EDF d’être géré comme une entreprise normale.
Une normalisation jamais effective
La quête de normalité d’EDF est ancienne. Impulsée par la libéralisation des industries électriques à la fin des années 1990, elle s’est traduite par la substitution de la culture managériale à la culture d’ingénieurs-économistes au sein de la direction d’EDF. Son changement de statut en août 2004 et sa privatisation jusqu’à 15 % de son capital qui l’ont mis sous le regard des marchés financiers ont ensuite amplifié cette quête. Forts de cette culture managériale et devant la somme des injonctions le plus souvent contradictoires, auxquelles ils se voyaient soumis par les gouvernements consécutifs, les responsables successifs d’EDF sont tous entrés en conflit avec les pouvoirs publics à un moment ou un autre.
Les gouvernements exigent d’EDF qu’elle soit d’un côté une entreprise performante et de l’autre l’outil de protection des consommateurs français. Pour rendre cette dernière injonction compatible avec les règles bruxelloises, elle se voit imposer en 2010 le trop fameux dispositif de l’Arenh (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique). Une usine à gaz construite pour permettre une concurrence « bruxello-compatible » en l’obligeant à céder une partie de sa production nucléaire (25 % au départ) à ses concurrents à prix coûtant.
Le résultat quasi mécanique d’une telle injonction a été l’alourdissement de la dette, les pertes continues de parts de marché et la disqualification d’EDF au regard des marchés financiers. De son côté, l’État stratège a demandé à la même entreprise d’investir à grands frais dans la rénovation des réacteurs existants, dans de vastes projets éoliens et solaires et à présent dans le nouveau nucléaire. Et peu importe si ses ressources financières ont été constamment limitées par l’obligation de vente à un tarif règlementé aux ménages et par le dispositif aberrant de l’Arenh.
Des contradictions portées à leur paroxysme pendant la crise
En outre, le gouvernement a toujours joué avec les paramètres de prix et de quantité de l’Arenh selon ses besoins de popularité du moment. Et tout cela avec une totale désinvolture sur les conséquences pour EDF. Dans le texte originel, la part de production nucléaire devant obligatoirement être cédée aux fournisseurs alternatifs était fixée au quart des MWh nucléaires produits, ce qui, la meilleure année de production en 2015, a donné 100 TWh. Mais du fait des pressions des fournisseurs et de leurs clients industriels, le pourcentage initial a été oublié… La quantité de 100 TWh est devenue la référence, quel que soit le niveau réel de production nucléaire. De même, le prix de cession aligné sur le coût comptable du nucléaire existant a été figé au niveau de 42 €/MWh et jamais revalorisé en fonction de l’inflation, et plus encore des investissements nécessaires à la maintenance et à la modernisation du parc nucléaire historique.
La gestion particulièrement opportuniste de l’Arenh pendant la crise énergétique de 2022 où les prix du marché de l’électricité sont montés jusqu’à 300 €/MWh est un cas d’école. Cette année-là, les problèmes de corrosion sous contrainte des circuits de secours d’une vingtaine de réacteurs nucléaires relativement récents ont coïncidé avec l’envolée conjoncturelle en Europe des prix de l’électricité. On aurait pu alors reporter une grande partie des réparations après la crise. Mais le précautionnisme absolu en matière de sûreté nucléaire a conduit à l’arrêt presque simultané de ces réacteurs pour réparation, tandis que dans le même temps, un certain nombre de réacteurs plus anciens et pas touchés par la corrosion sous contrainte étaient eux soumis aux travaux de grand carénage. Ils permettent de prolonger de dix ans leur fonctionnement.
Cela s’est évidemment traduit par l’affaissement spectaculaire et très dommageable de la production nucléaire d’EDF à 278 TWh en 2022 (au lieu des 380-400 TWh les bonnes années). Mais EDF a été tout de même contraint par le gouvernement sensible aux pressions des grands alternatifs (ENGIE, TotalEnergies, etc.) de céder 20 TWh supplémentaires via le dispositif de l’Arenh. Cela a porté la cession de MWh nucléaires à 40 % de sa production de l’année, soit 120 TWh, ce qui est très loin des 25 % de départ. Et punition supplémentaire, EDF a dû compenser cette désappropriation par des achats au prix fort (200 à 300 €/MWh) d’électricité sur le marché français et européen. Car l’entreprise devait satisfaire ses engagements par contrat de vente à terme à sa clientèle industrielle et fournir sa clientèle particulière aux tarifs règlementés (TRV), qui ont été très peu augmentés pendant cette période de crise. On aurait voulu au sommet de l’État justifier le démantèlement d’EDF qu’on ne s’y serait pas pris autrement.
Le préjudice d’ensemble a été considérable pour EDF. Son endettement a fait un bond de 33 % de 2021 à 2022 en passant de 43,6 à 64,5 milliards d’euros. Jean-Bernard Lévy, le PDG de l’époque, a été remercié, parce qu’il s’était opposé au printemps 2022 à l’injonction d’augmenter les quantités de MWh de l’Arenh de céder aux alternatifs tandis qu’on obligeait EDF à arrêter des réacteurs par excès de précaution en pleine envolée des prix.
Désaccord total sur le post-Arenh
Mais avec son successeur Luc Rémont dont la culture est différente, plus financière car passé par la direction du Trésor et la banque d’affaires Merryl Lynch, les relations avec les gouvernements successifs ne se sont pas améliorées. Au point que Luc Rémont s’est rapidement retrouvé affublé d’une réputation de caractère « difficile ». Le post-Arenh a constitué, sans surprise, un point de crispation extrême.
Bien avant 2022, les deux ministères impliqués, de l’Économie et de la Transition écologique dont dépend alors l’énergie, et la direction d’EDF ont commencé à travailler au remplacement de l’Arenh par un mécanisme construit sur les contrats pour différence bidirectionnels (CFD) qui seraient passés entre EDF et l’État. Ils devaient porter sur les productions du parc nucléaire existant ou historique rénové.
Les contrats de différence permettent de garantir un revenu par MWh sur une ou plusieurs décennies en définissant un prix de référence aligné sur le coût du nucléaire existant rénové estimé à 60 €/MWh selon le rapport d’évaluation de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) de fin 2023. Les CFD attribuent une compensation par MWh lorsque les prix de marché sont inférieurs à ce prix de référence. Inversement, si le prix de marché est supérieur, l’État récupère la différence, en s’engageant à la redistribuer aux consommateurs.
Avec la garantie de revenu apporté par un tel dispositif, EDF pourrait contractualiser des ventes de MWh nucléaire à prix stables tant avec les fournisseurs alternatifs qu’avec les consommateurs industriels, tout en étant couvert en cas de prix de marché plus bas que le prix de référence. Le montage envisagé pourrait être facilement accepté par Bruxelles, car la nouvelle directive (ou règlement) sur les marchés électriques votée en 2023 reconnaît les contrats pour différence sur les équipements bas-carbone existants, nucléaires comme renouvelables, à condition qu’ils fassent l’objet d’investissement de rénovation (article 19.3). Il a fallu pour cela un intense travail de lobbying des ministères français pour surmonter la profonde opposition au nucléaire à Bruxelles.
Mais la nouvelle direction d’EDF a fait un autre choix. Celui de vendre les MWh futurs dans le cadre de transactions directement liées au prix de marché en faisant le pari que les tarifs de l’électricité seraient durablement élevés et que l’entreprise aurait tout à gagner à pouvoir profiter des périodes où les prix seraient plus élevés que 60 €/MWh. Sans doute marqué par la crise dont on sortait à peine, Luc Rémont voulait éviter de dépendre d’un dispositif règlementé qui restreindrait les marges d’action financière d’EDF. Tout au long de 2023, il a donc bataillé contre les contrats pour différence sur le nucléaire existant rénové. De guerre lasse, fin 2023, le gouvernement a fini par céder en faveur de ce que souhaitait la direction générale d’EDF. Il n’est pas sûr que ce soit pour le meilleur.
Un nouveau dispositif illisible et d’une rare complexité
L’accord de novembre 2023 prévoit trois points essentiels : un accrochage des recettes du nucléaire aux prix de marché, la mise en place d’ici fin 2025 d’un dispositif particulièrement complexe de taxation visant à une récupération croissante de la rente par palier en cas de prix élevés (50 % au-delà de 78 €/MWh, 90 % au-delà de 110 €/MWh) et le développement de contrats à long terme de ventes aux industriels à un prix stable et au niveau souhaité par EDF (70 €/MWh a minima). EDF devait apporter la preuve avant fin 2025 que ces arrangements de long terme pouvaient se développer.
La complexité du dispositif d’écrêtement des rentes est affligeante et digne des technocrates qui ont créé l’Arenh. Il a été défini dans la loi de finances de 2015 votée très tardivement et très peu lisible. Il n’assure en rien une protection des consommateurs. Les recettes de la taxe créée seront rassemblées dans un fonds spécial géré par la Direction générale des finances publiques. Elles donneront lieu à un reversement aux consommateurs, via une minoration des factures des fournisseurs calculée par la CRE. Les fournisseurs en question seront compensés pour cela par des versements venant de ce fonds.
Un tel fonctionnement implique à la fois un suivi très compliqué et incertain des prix et des productions nucléaires à l’échelle horaire et un mode de calcul des rentes à écrêter par lissage sur plusieurs mois. Cela conduit à limiter les reversements en permettant à l’opérateur de jouer habilement sur les différentes productions pour réduire les fluctuations et les pics de prix. Pour compliquer encore, les reversements ne seront effectués que l’année suivante.
Non seulement ce dispositif ne présente pas de vertus évidentes pour protéger les consommateurs, mais il ne protège en rien EDF quand les prix sont inférieurs au coût du nucléaire existant de 60 €/MWh, sans parler des 70 €/MWh que l’entreprise vise. Le pari fait sur l’intérêt de pouvoir bénéficier des rentes pendant les épisodes de prix élevés en négligeant la probabilité de retourner à des périodes de prix bas est très loin d’être gagné. Il l’est encore moins avec l’incroyable usine à gaz des reversements…
En fait, tout le dispositif post-Arenh est bancal. Cela est illustré par les réticences, le mot est faible, des industriels électro-intensifs à signer des contrats de long terme à prix négociés, ce qu’on appelle les contrats d’allocation de production nucléaire ou CAPN. Ces contrats leur octroieraient des droits de tirage sur dix à quinze ans sur les productions futures en partageant le risque d’exploitation. Or la direction d’EDF veut imposer un prix de 70 €/MWh supérieur au coût de production du parc nucléaire rénové. De plus, dans les grands contrats, elle demande des avances conséquentes.
Résultat, aucune négociation, à l’exception d’une seule, n’est allée au-delà de la simple lettre d’intention. Soumis à l’exigence de démontrer d’ici fin 2025 la viabilité de cette voie des contrats industriels, EDF a annoncé en décembre 2024 l’organisation d’enchères successives sur des montants croissants de TWh et l’ouverture de celles-ci aux grands fournisseurs alternatifs pour augmenter le nombre de candidats possibles, sans beaucoup de succès. Dans un second temps, en mars 2025, EDF a précisé que les enchères seraient ouvertes aux candidats étrangers pour autant qu’ils viennent prendre livraison sur le sol français, ce qui a été perçu comme une trahison par les électro-intensifs les plus bruyants.
Cela a donné l’occasion au gouvernement d’évincer Luc Rémont. Pour l’heure, les dispositifs prévus pour le post-Arenh ne sont pas remis en question. Mais on peut imaginer un retour au dispositif des CFD sur le nucléaire existant. Bernard Fontana, le nouveau PDG, est décidé à montrer qu’il peut rompre avec l’approche de son prédécesseur.
Le programme EPR2 au cœur de toutes les contradictions
Au moment de la nomination de Luc Rémont fin 2022, les études de conception des EPR2 avaient déjà avancé. Elles avaient tenu compte des recommandations du rapport de Jean-Martin Folz de fin 2019 sur l’analyse des nombreux dysfonctionnements de la réalisation de l’EPR de Flamanville. Des programmes de remontée en compétences le long de la filière aveint été lancés. Mais la nouvelle direction générale d’EDF a eu clairement des doutes. Et la persistance de difficultés inattendues avec l’EPR de Flamanville l’a conforté. Elle a mis en place une instance de supervision du programme composé d’experts indépendants pour s’assurer de la maturité des études de conception et d’examiner les possibilités de réduction des coûts. Le comité de revue du programme EPR2 n’a eu de cesse de pointer les défaillances de l’ingénierie d’EDF et de Framatome et l’immaturité du basic design.
Après avoir annoncé en avril 2024 un devis du programme des six premiers EPR2 de 67 milliards d’euros beaucoup plus élevé que le précédent de 51 milliards en 2021 sans justifications convaincantes, la direction générale d’EDF a obtenu ce qu’elle voulait, à savoir le report des premières commandes. Elle a fait part aux ministères de sa méfiance croissante vis-à-vis de la capacité de la filière industrielle renaissante à maîtriser les délais et les coûts de construction. Maintenant, on se retrouve avec un problème de poule et d’œuf. Un engagement véritable est le seul moyen de permettre véritablement la reconstitution de la filière industrielle. Les entreprises ont besoin de perspectives fermes pour se développer, s’organiser, recruter et fidéliser les talents. On peut comprendre les doutes persistants à la lumière des problèmes répétés d’ingénierie d’EDF avec les EPR et même avec les SMR (voir page 48). Mais il est aussi indispensable que soit affirmée une vision de long terme qui table sur les effets d’apprentissage et la reconstitution des compétences à tous les niveaux. La dynamique industrielle sera lancée par les premières commandes.
La recherche d’un adossement maximum à l’État
Plusieurs voies ont été discutées âprement avec le ministère de l’Économie sur le financement du programme EPR2. Toutes étaient articulées avec un contrat pour différence avec l’État qui garantit un revenu par MWh sur quarante ans, dont le prix de référence serait calé sur le coût complet du MWh d’un EPR2 de 80-90 €/MWh, ce qui revient déjà à faire porter le risque de marché par l’État et permet de réduire sensiblement le coût de la dette. Mais EDF voulait plus, notamment une large subvention sur le coût d’investissement, un partage du coût de la dette et du risque financier lié à un possible allongement des délais de construction. Cela fait des décennies qu’EDF ne tient jamais les calendriers initiaux.
L’option finalement retenue est un système de prêts de l’État à taux zéro pendant la construction, puis rémunéré de 2 à 4 % après la mise en service, ce qui limite à la fois les intérêts pendant la construction et évite à EDF de se rendre trop dépendante des marchés obligataires. Mais pour mettre la direction d’EDF en face de ses responsabilités, l’État a finalement choisi de ne prêter à taux zéro que pour la moitié du coût de construction de chaque EPR2. Ce qui a été une nouvelle source de tension avec Luc Rémont.
Bernard Fontana peut-il réussir ce que Luc Rémont n’a pas su faire. À savoir gérer des contradictions qui tiennent à la nature même d’EDF. Il importe aussi que d’un côté, l’État, et de l’autre, l’entreprise publique, les engagements soient réciproques et les règles d’une certaine décence respectées. Les ministères et les administrations, et ce qui est encore plus difficile, le pouvoir politique, doivent comprendre les limites des injonctions contradictoires inhérentes aux fonctions d’un État à la fois actionnaire, régulateur et stratège. Le risque est de casser l’outil à leur disposition. Depuis plusieurs années, l’inconstance des politiques résultant de jeux électoraux de court terme et les comportements discrétionnaires des ministres vis-à-vis d’EDF confinent souvent à l’irresponsabilité.
