Les syndicats se sont réjouis de ce qu’ils appellent une victoire. Tout comme la direction d’EDF qui a semblé presque soulagée. Sauf que repousser les échéances une fois encore ne règle pas les problèmes et ne les fait pas disparaître. EDF, qui a été dans le passé un modèle envié et même le premier exportateur d’électricité au monde, est aujourd’hui affaibli financièrement, industriellement et technologiquement. L’entreprise est incapable d’être l’artisan majeur en France de la transition énergétique. Mais il existe des solutions peut-être meilleures que le projet hercule rebaptisé Grand EDF pour la galerie.
On pourrait ainsi résoudre une grande partie du problème de financement des investissements nucléaires en supprimant l’Arenh (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) et les tarifs règlementés. Rappelons qu’EDF doit offrir depuis 2012 son électricité nucléaire amortie à ses concurrents à prix coûtant pour permettre justement une concurrence artificielle exigée par Bruxelles tout en finançant le nouveau nucléaire et les renouvelables (EnR). Cet Arenh est la contrepartie du maintien par l’État des tarifs réglementés. On peut supprimer les deux. Ensuite avec son électricité massivement décarbonée grâce au nucléaire, EDF doit profi- ter sur le marché électrique européen de la hausse durable du prix de l’ETS (système d’échange de quotas d’émission). Elle va renchérir l’électricité fabriquée avec du charbon et du gaz dans la plupart des pays européens.
A Bruxelles, le gouvernement français s’est heurté à un mur
On doit d’abord s’interroger sur ce qu’EDF doit chercher à financer en priorité. Construire une stratégie qui ne change pas au gré des modes et des fluctuations de la communication politique. La priorité que se donnent les dirigeants d’EDF du développement de projets EnR (énergies renouvelables) pour suivre ENEL et Iberdrola, qui ont les faveurs des institutions financières, est très contestable. Pourquoi se fixer des objectifs de développement de 70-80 GW d’EnR d’ici 2030 en France et à l’international? L’important pour le gouvernement serait plutôt d’obtenir de Bruxelles que les conditions favorables de financement des EnR soient élargies au nucléaire alors que la Commission et l’Allemagne cherchent systématiquement à les compliquer (sur la taxonomie et sur le régime des aides d’État). Cela permettrait bien plus sûrement d’avoir une électricité décarbonée et une production suffisante pour faire face à des besoins qui ne peuvent qu’augmenter. Mais il faut pour cela que le pouvoir politique sorte enfin de son ambigüité sur le nucléaire et d’un double discours en fonction de son auditoire.
Le gouvernement vient de décider l’abandon du projet de réorganisation d’EDF, parce qu’il s’est heurté à un mur à Bruxelles et parce qu’il ne voulait pas d’un nouveau conflit social en France. Il a été en fait incapable de faire fléchir la Commission. Les conditions imposées par Bruxelles pour ac- cepter la nouvelle régulation du prix du nucléaire historique étaient inacceptables.
La nouvelle régulation devait porter non pas sur le quart ou le tiers de la production nucléaire offert à la concurrence comme l’Arenh actuelle, mais sur l’ensemble de la production nucléaire. Elle garantissait à EDF une rémunération plancher pour tous les MWh nucléaires qui étaient vendus sur le marché en lui donnant un complément de rémunération quand le prix horaire était inférieur au niveau garanti, et à l’inverse elle obligeait EDF à compenser les acheteurs quand celui-ci était supérieur.
Pour accepter cette nouvelle régulation, Bruxelles impo- sait la séparation totale entre les futures entités du projet Grand EDF/hercule, entre un EDF baptisé Bleu public et régulée (nucléaire, thermique, RTE) et un EDF baptisé Vert (EnR, Enedis, Services) en partie privée. Il s’agissait pour la Commission et au nom de la concurrence d’empêcher toute coordination entre les EDF Bleu et Vert et toute circulation de ressources financières entre l’entité régulée et l’entité non régulée. Cela aurait été la fin d’EDF.
Donc cela ne se fera pas. La question qui se pose maintenant est de savoir si la remise à des jours meilleurs des condi- tions de vente préférables de son électricité nucléaire et de sa réorganisation risque d’affaiblir encore un peu plus EDF et de ne pas lui permettre d’avoir les moyens d’être un acteur in- dispensable de la transition.
La réforme avait pour objet, il faut le rappeler, de permet- tre de financer les investissements indispensables dans le nu- cléaire (Grand carénage, nouveau nucléaire en France et ailleurs) et de rivaliser avec les champions européens (ENEL, Iberdrola, le danois Orsted) qui investissent à très grande échelle dans les EnR à l’international. Le président d’EDF, qui a été nommé à la tête d’EDF pour mener le projet de réorganisation, n’a pas manqué de rappeler le 29 juillet que «le sujet de fond reste entier […] si nous voulons jouer en première division, ce qui est quand même ce qui est attendu d’EDF ». Le 11 mars, il avait déclaré dans une interview au Point, « sans la réorganisation d’EDF, on risque de devenir un acteur de second rang et d’être dépassés par plusieurs électriciens européens».
Edf et les pouvoirs publics doivent changer de logique
Mais on peut considérer que la logique suivie jusqu’à aujourd’hui par la direction d’EDF et le gouvernement est à revoir. Qu’elle ne défend pas vraiment l’l’intérêt national et qu’elle se soumet en fait aux modes et tropismes financiers du moment. Les milieux finan- ciers critiquent EDF sans considération des contraintes rè- glementaires que l’entreprise subit depuis vingt ans, dénigrent le nucléaire considéré comme une technologie du passé trop risquée, et privilégient une seule vision de la transition éner- gétique construite sur les seules EnR et la bien-pensance bruxelloise. Une stratégie en plus vouée à l’échec.
La justification du projet hercule/Grand EDF repose sur une exagération à la fois de la situation d’endettement d’EDF et des coûts d’investissement du nucléaire (le fameux mur d’investissement). Elle s’appuie aussi sur l’imitation des stra- tégies à la mode des autres énergéticiens européens qui vise seulement à l’obtention à l’international de contrats EnR sub- ventionnés.
Mais il n’est pas sûr du tout, au contraire même, que l’Italie et l’Espagne trouveront avec leurs champions nationaux ENEL et Iberdrola, focalisés sur les EnR et l’international, le moyen de réussir leur transition vers la neutralité carbone d’ici 2050. Il s’agit d’un modèle surfait et malheureusement domi- nant de la transition bas carbone qui mise sur des technolo- gies non pilotables qui réclament des besoins d’occupation de l’espace considérables et qui en l’état actuel des technologies et des capacités de stockage de l’électricité ne permet pas de répondre aux besoins d’aujourd’hui et de demain. Plus origi- nale, la transition électrique française à dominante nucléaire n’a aucun de ses inconvénients majeurs.
Les tarifs réglementés à l’origine des difficultés d’EDF
Il existe un autre moyen pour restaurer les marges d’EDF que la nouvelle régulation du prix du nucléaire historique. Il faut purement et simplement abandonner l’Arenh et pour cela supprimer les tarifs règlementés de vente (TRV). Le mal vient de là. Les gouvernements successifs ont retardé la disparition des TRV le plus longtemps possible, malgré les directives européennes de 2004 et 2009 qui le demandait d’abord pour les industriels et ensuite pour le tertiaire et le résidentiel, segment sur lequel ils ont été maintenus.
Comme les tarifs réglementés rendent difficiles les en- trées sur le marché de fournisseurs alternatifs, qui doivent s’alimenter sur le marché de gros où les prix sont le plus sou- vent supérieurs aux TRV, le gouvernement, pour obtenir l’ac- cord de Bruxelles, a créé une concurrence artificielle avec le dispositif absurde de l’Arenh. Il consiste à céder aux fournis- seurs alternatifs une partie de la production nucléaire (jusqu’à 25 %) à prix coûtant (42 €/MWh) pendant les pé- riodes de prix élevés.
Ces deux dispositions (TRV et Arenh) ont privé et pri vent EDF d’une bonne partie de ses marges, ce qui l’oblige à financer ses investissements nucléaires par la dette. En 2019, l’Arenh combiné au maintien du TRV a coûté à EDF 1,7 mil- liard d’€.
L’Arenh, qui doit s’achever en 2025, pourrait être sup- primé dès aujourd’hui ayant atteint son objectif qui était de permettre des entrées significatives de nouveaux acteurs sur le marché, notamment dans la fourniture sur les segments ter- tiaire et résidentiel où les tarifs étaient maintenus. Les parts de marché d’EDF se sont sensiblement réduites du côté du résidentiel (75 % fin 2020) à raison de la perte de 100 000 clients par mois, mais aussi et plus encore du côté de l’indus- trie (53 % en 2020) et du tertiaire (50 % en 2020). Pour ob- tenir l’accord de Bruxelles, il faudrait abandonner aussi les TRV.
On peut objecter que les consommateurs ne seront plus protégés contre les fluctuations des prix du marché. Mais l’ex- périence dans les pays européens ayant libéralisé leur marché de détail de longue date montre que les offres des fournisseurs garantissent, sauf exception, des prix de vente stables.
Une seconde condition pour obtenir l’accord de Bruxelles pourrait être d’augmenter la concurrence dans la production, entravée par la domination du parc nucléaire d’EDF. Dans les motifs de la décision de la Commission de juin 2012 de créa- tion de l’Arenh, c’est « la situation et le caractère du marché français » dominé par les productions nucléaires de l’opéra- teur historique qui « justifie la limitation de la liberté de fixa- tion des prix » pour une partie de sa production de gros parce que les entrants ne peuvent rivaliser avec les coûts de produc- tion du nucléaire existant. Pour limiter la position dominante d’EDF, le gouvernement pourrait mettre aux enchères des participations dans plusieurs des centrales actuelles. EDF res- terait l’opérateur, mais cèderait un droit de tirage sur une par- tie des productions.
En plus, on peut maintenant se donner un certain temps de réflexion avant la suppression de l’Arenh et des TRV grâce au répit fourni par la hausse des prix du marché élec- trique européen. Il résulte de l’augmentation du prix du marché du carbone à la suite de sa réforme de 2019. Il se situe au-delà de 45€/tCO2 au lieu de moins de 10 € les an- nées précédentes. Cela se traduit par un prix moyen du mar- ché électrique de autour de 75 €/MWh en moyenne en 2021, contre moins de 50 €/MWh auparavant. Les ventes d’EDF hors Arenh devraient lui rapporter plus d’un milliard supplémentaire cette année par rapport aux prévisions de fin 2020.
Sortir des représentations simplistes et uniques des financiers
Les institutions financières, les agences de notation, les médias spécialisés n’ont de cesse depuis des années de reprocher à EDF ses mauvaises performances financières qui seraient dues à ses erreurs de stratégies et à son entêtement dans le nucléaire. On ne compte pas les articles critiques consacrés à la dette abyssale d’EDF, à ses errements stratégiques, et à son incapa- cité à pouvoir faire face à un soi-disant « mur » d’investis- sements alors qu’il s’agit plutôt de plusieurs murets franchissables.
Prenons la dette d’EDF, elle n’a rien d’abyssal au regard de ce qu’elle a été pendant la période de développement du pro- gramme nucléaire dans les années 1980 et 1990 où elle est montée jusqu’à 34 milliards d’euros, soit une fois et demie son chiffre d’affaires (CA) de l’époque, alors que les 41 milliards actuels correspondent à 60 % de son CA. Par rapport à la pé- riode antérieur, avec tarifs bien calibrés et des débouchés ga- rantis, EDF est simplement gêné par la réduction de ses débouchés par les productions croissantes d’EnR subvention- nées et par le développement des fournisseurs alternatifs (dont Engie et Total) appuyés par l’Arenh.
Certes, le ratio dette/Ebitda, la référence des prêteurs, se- rait au-dessus du sacro-saint 2,5. Mais toutefois, ce n’est pas structurel car avec la réforme du marché du carbone et la hausse durable du prix du marché électrique ouest européen, le ratio dette/Ebitda va s’améliorer. C’est déjà le cas cette année où il devrait s’établir à 2,21 selon la présentation des résultats semestriels d’EDF du 29 juillet. On peut aussi s’in- terroger sur la pertinence de ce type de ratio qui n’est pas vrai- ment adapté pour juger des emprunts destinés à financer des équipements à très longue durée de vie qui rapporteront en- core bien au-delà de l’horizon des préteurs.
Quant au mur d’investissements dans le nucléaire, il se composerait entre 2023 et 2030 des investissements annuels dans le grand carénage qui se monteront au maximum à 2-3 milliards d’€ par an, des investissements de 2,5 milliards dans le futur programme de six EPR 2 (estimé à 47 milliards et éta- lés sur vingt ans), auquels s’ajoutera un engagement annuel d’un milliard dans le chantier d’hinkley Point C au Royaume-Uni. Au total 6 milliards d’euros par an qui ne cor- respondent qu’à un peu plus du tiers de l’enveloppe annuelle d’investissements d’environ 16 milliards prévus par le groupe EDF pour les années 2020.
Ce n’est pas ce que veulent les dirigeants d’EDF. Ils veu- lent conserver l’acquis nucléaire et rivaliser avec Iberdrola et ENEL. La création d’EDF Vert qui aurait été privatisée à 30- 35 % répondait uniquement à cette logique. En trouvant ra- pidement une bonne valorisation boursière, elle aurait permis d’’accéder plus facilement à des financements. Lors de son au- dition devant les députés du 10 février 2021, le président d’EDF considérait qu’« Hercule permettrait de doubler l’effort d’investissement sur les ENR avec 20 milliards d’investissements additionnels sur les dix prochaines années ». Avec cela, EDF Vert aurait développé 70 à 80 GW de capacités renouvelables d’ici 2030 dans une trentaine de pays, une cible voisine de celle d’Iberdrola (95 GW) ou qui la rapproche de celle d’ENEL (130 GW). Et la rentabilité serait garantie par les contrats EnR.
Sauf qu’EDF a une autre mission. L’entreprise publique doit garantir la sécurité d’approvisionnement à long terme du pays, l’indépendance énergétique par la préservation d’une fi- lière industrielle de pointe et la préservation du climat en ga- rantissant de faibles émissions de carbone du secteur électrique. Pour ce dernier point, les EnR n’offrent aucune ga- rantie du fait de leur intermittence et de la nécessité de les coupler, hors nucléaire, avec des centrales thermiques.
Une stratégie en trois points
Tout cela est faisable. Le gouvernement doit d’abord décider de l’abandon de l’Arenh et des TRV qui coûtent plus d’un milliard par an à EDF. Pour faire accepter cet abandon par Bruxelles (et par les grands concurrents d’EDF), l’idéal serait de mettre aux en- chères des participations dans plusieurs centrales actuelles d’EDF.
Deuxième point : une partie du capital d’EDF Renewa- bles pourrait être mis en Bourse, comme cela était le cas entre 2006 et 2011, pour faciliter le financement de projets EnR.
Troisième point : il faut améliorer les conditions de finan- cement par emprunt du nouveau nucléaire. Des contrats de garanties de revenu par MWh avec l’État, comme les «Contracts for Differences » utilisés outre-Manche pour toutes les technologies bas carbone, sont une très bonne so- lution. Elle est déjà utilisée en France et dans l’UE pour les projets EnR de grande taille ; elle permet à des financements à taux réduit sur longue période de 2,0 à 2,5 %.
Dans une note récente, le Trésor estime que le prix de re- vient du MWh de nouveau nucléaire pourrait être de l’ordre de 50€/MWh grâce à de tels taux. Mais il restera un obstacle à franchir pour cela. Que le règlement européen sur les aides d’État sur les technologies propres qui ne couvre que les EnR actuellement soit élargi au nucléaire. On comprend pourquoi le classement du nucléaire à Bruxelles comme énergie propre est une nécessité en dépit de l’opposition hypocrite de la Commission et de l’Allemagne pour qui le gaz naturel est « propre »… Le redressement d’EDF passe par cette étape in- dispensable.
Dominique Finon
