EDF : vers le blackout ?
Dans son discours de politique générale, la Première ministre a annoncé la reprise à 100% du capital d’EDF. Cette nationalisation dont le coût pourrait atteindre 9,7 milliards d'euros sans compter les opérations d’allègement de la dette, est le dernier rebondissement de la crise énergétique française qui a conduit à mettre en défaut l’opérateur national dans un contexte de baisse d’approvisionnement avec la guerre en Ukraine. Mais le conflit n’explique pas tout :
- L’aveuglement pour une politique décrétée de baisse de la consommation qui ne s’est pas matérialisée a conduit EDF au cœur d’injonctions économiques contradictoires de l’Etat ;
- La volonté d’accroitre la part de renouvelables tend à reléguer les productions modulables (nucléaire, fossiles) au rang de roue de secours ;
- Mais aussi le paradoxe entre une électricité pas chère mais investissements tous azimuts, moins de réacteurs nucléaires mais plus de production, et les injonctions organisationnelles divergentes (réforme Hercule mais pas de vagues).
Autant de réalités qui ne pouvaient que conduire l’entreprise à l’impasse actuelle. Il nous faut regarder en face la situation de notre approvisionnement et de notre production électrique, au risque de connaître de graves périodes de coupures d'électricité dès l'automne, dans lesquelles on pourra demander aux entreprises d'arrêter de produire temporairement.
Le constat d’échec de la situation actuelle d’EDF
L’état actuel d’Edf peut s’approcher à travers différents indicateurs :
- Le plus synthétique : niveau de l’action
Avec le niveau de l’action, les investisseurs synthétisent la valeur globale qu’ils attribuent à l’entreprise sur le long terme. La forme de la courbe sur 15 ans montre qu’EDF souffre de graves problèmes indépendants de la conjoncture. La baisse a été de 66% en euros courants depuis l’introduction en bourse en 2007, soit de 73% en euros constants.
- Le plus spectaculaire : le fiasco de Flamanville
Dix ans de retard, un budget qui passe de 3 à 19 milliards, même le lancement d’un prototype d‘un système complexe comme l’EPR ne peut pas justifier un tel dérapage. D’autant plus qu’il ne s’agit que d’une application des technologies des 56 réacteurs existants, pas du tout d’une révolution comme l’était le surgénérateur Super Phénix par exemple.
- Le plus objectif : les 4 réacteurs nucléaires d’Abou Dhabi
La position face à la concurrence constitue la mesure la plus objective de son niveau compétitif. L’échec technique et politique de la France, sèchement recalée dans l’appel d’offre à Abou Dhabi a marqué un point bas dans notre capacité. La réussite d’EDF au Royaume-Uni malgré des critiques intenses en France a marqué une amorce de rebond.
- Le plus catastrophique en 2022 : faiblesse de la production
La faiblesse de la production du parc nucléaire français en période de pénurie d’électricité et de prix très élevé est une catastrophe pour la France. Au moment où le prix spot du MWh est passé en Europe de 35-45 euros à 200-300 euros, la production nucléaire a baissé de 20%. La France est passée de gros exportateur à gros importateur. Non seulement c’est pénalisant pour les consommateurs français, EDF et notre balance commerciale, mais c’est catastrophique sur le plan écologique, l’électricité importée étant produite à l’étranger à partir de gaz, de charbon et de lignite.
Source Les Echos, 8/7/2022
- Le plus manipulé : les comptes financiers
Une dette de 43 milliards d’euros, des besoins de financement de 50 milliards pour le grand carénage des anciens réacteurs, de 56 milliards pour les 6 nouveaux EPR français, de 12 milliards pour les probables deux nouveaux réacteurs anglais, sans compter des projets en Inde ou en Europe de l’est, le tableau est impressionnant. Mais surtout à cause des contraintes arbitraires que subit cette entreprise.
Pendant une vingtaine d’années, les centrales nucléaires d’EDF ont produit environ 400 TWh (400 millions de MWh) par an, vendus autour de 40 euros le Mwh à ses clients français, à ses concurrents en France, et aux fournisseurs à l’étranger. Toute augmentation de 1 euro de ce prix lui rapporterait 400 millions d’euros, à coût EDF inchangé. En 2022, le prix spot du MWh est de 200 à 300 euros. Un prix qui va se diffuser peu à peu dans les contrats à moyen et long termes. Si le prix se stabilise comme annoncé vers 100 euros le MWh, EDF pourrait enregistrer un revenu supplémentaire (et un bénéfice supplémentaire) jusqu’à 24 milliards d’euros par an. A condition qu’EDF soit considérée comme une entreprise et pas une administration.
Les causes : un monopole défendu à tout prix
EDF est atteint par les maladies qui frappent les entreprises publiques : immixtion des politiques, irresponsabilité des dirigeants[1] et des salariés, lenteur ou absence de remise en cause. Les exemples sont nombreux : Renault, Air France, SNCF, Crédit Lyonnais, France Telecom. La fermeture de Fessenheim en pleine pénurie d’électricité illustre parfaitement les conséquences d’une intervention politicienne. Les problèmes concomitants d’EDF à Flamanville et d’AREVA en Finlande montrent que le désordre est centralisé chez l’actionnaire unique.
Dans le cas des monopoles, faute de possibilité de comparaisons, les alertes sont plus tardives, et les choix plus risqués. Si Engie qui gère des centrales nucléaires en Belgique, ou d’autres producteurs étrangers, n’avaient pas été empêchés de construire des centrales nucléaires en France, de nouvelles centrales auraient sans doute été mises en production avant celle de Flamanville, et le risque de problème systémique sur les centrales françaises aurait été réduit.
Pour améliorer le marché de l’électricité, l’ouverture à la concurrence était nécessaire en France comme c’est le cas depuis longtemps dans la plupart des pays étrangers comparables (Allemagne, Royaume-Uni), mais complexe faute des sauts technologiques (Internet, fibre, téléphone portable qui ont permis aux concurrents de France Telecom de conquérir plus de la moitié du marché). L’obligation faite à EDF de vendre à ses concurrents, jusqu’en 2025, 25% (puis 30%) de sa production nucléaire à un prix attractif était sans doute inévitable mais illogique.
La décision de fixer des prix d’achat de la production éolienne et solaire de 2 à 10 fois supérieurs aux prix du marché a encore compliqué l’évolution. D’autant plus que ces productions coûteuses disposent de la priorité de vente sur le marché. Les productions classiques modulables (nucléaires, fossiles) se retrouvant reléguées au rôle de « roue de secours », leurs exploitants ne voyaient pas d’inconvénients à les fermer et n’étaient surtout pas incitées à en construire de nouvelles, d’où la situation actuelle de pénurie.
La remise sur le marché des centaines de centrales hydrauliques (12% de la production d’électricité) aurait été un outil simple d’amorce de sortie du monopole, exigé depuis longtemps par Bruxelles. Tout au contraire, les puissantes centrales hydrauliques du Rhône ont été réattribuées en 2021 à Engie jusqu’en 2041 sans appel d’offres. Une procédure critiquée par la Cour des comptes. Et pour les autres, notamment les grands barrages des Alpes, le gouvernement précédent a préparé un statut d’économie mixte destiné à contourner la règle fixée par Bruxelles. Un artifice qui empêcherait les concurrents d’EDF de renforcer leurs capacités de production et laisserait aux exploitants actuels des bénéfices considérables grâce à l’augmentation du prix de l’électricité[2].
En se diversifiant dans de nouvelles technologies (solaire éolien terrestre et marin), et dans de nombreux pays, EDF a suivi l’exemple d’autres grandes entreprises françaises. EDF était déjà présent dans le nucléaire, l’hydraulique et les charbon/fuel/gaz. Sa volonté de couvrir en France toutes les autres technologies de production d’électricité (éolien, solaire) est compréhensible surtout dans l’ambiance anti-nucléaire. Mais dans sa situation, EDF a-telle les capacités humaines et financières de se développer efficacement dans ces nouveaux domaines, tout en respectant les règles de la concurrence[3] ?
Dans les autres secteurs de l’économie, les entreprises françaises investissent leurs capitaux disponibles à l’étranger soit pour augmenter leurs revenus en propageant leurs avantages compétitifs (technologie, marketing), soit pour protéger leur marché national, soit pour apprendre. L’entrée d’EDF dans le nucléaire aux Etats-Unis qui se justifiait par son expertise s’est soldée par un échec lié à l’ambiance anti-nucléaire des années 1990-2015. Dans le solaire et l’éolien, faute d’avantage compétitif et faute de capitaux disponibles, la position d’EDF est difficile à justifier.
En plus de son rôle de producteur d’électricité et de vendeur à ses clients, EDF gère aussi les réseaux de transport/équilibrage d’électricité (RTE) et de distribution (ENEDIS) utilisés par presque tous les fournisseurs et leurs clients en France. Deux filiales d’EDF qui ont accès à des données des concurrents si critiques sur les productions et ventes des concurrents d’EDF qu’un « chinese wall opaque » est supposé exister entre la maison mère et ses filiales rendant cette cohabitation soit stérile soit dangereuse.
En 2022, EDF se trouve dans une situation très difficile au cœur de ses activités (construction et exploitation de centrales nucléaires). Son long passé de monopole et son incursion dans de nombreux domaines compliquent sa gestion et dispersent l’attention de ses responsables.
Un contexte politique : une décision arbitraire de réduction de la consommation
Quand les dirigeants des trois plus grandes entreprises françaises de l’énergie, EDF, Engie et Total, se transforment en lanceurs d’alerte sur le niveau de la consommation d’énergie, la situation est grave. La guerre en Ukraine a aggravé la situation, mais la crise énergétique a commencé bien avant le début de la guerre. Le prix de l’électricité avait déjà doublé ou triplé en juin 2021, et avait été multiplié par 5 en octobre 2021, par rapport à la période d’avant COVID de 2019. L’augmentation était similaire dans tous les pays européens.
Prix spot France du MWh en euros - avant la guerre en Ukraine | ||||
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Date | 22/06/2019 | 18/10/2019 | 19 /06/2021 | 15/10/2021 |
Prix minimum | 12,68 | 20,69 | 65,03 | 119,03 |
Prix maximum | 32,54 | 52,68 | 80,17 | 273,33 |
Source : RTE fournit en libre accès les prix de l’électricité sur les différents marchés spots européens depuis une dizaine d’années, rte-france.com/eco2mix/les-donnees-de-marche Note de lecture : sur le marché spot français, le prix du Mwh était au maximum de 52,68 € le vendredi 18 octobre 2019, contre 273,33 € le vendredi 15 octobre 2021.
La reprise économique et les conditions météo particulières ont pu renforcer ces effets, mais c’est bien l’injonction d’une baisse rapide de la consommation d’énergie, qui a conduit à la réduction de la production.
- Baisse de la consommation
L’hypothèse d’une division par deux de la consommation d’énergie finale d’ici 2050 supposait une baisse de 2% par an qui ne s’est pas matérialisée. D’après RTE, même la consommation d’électricité allait baisser, malgré l’explosion de ses usages (voitures, Internet, stockage des données, chauffage, métros…) L’année 2016 aurait « amorcé cette baisse de consommation », aussitôt démentie depuis.
RTE 2016 : baisse de la consommation électrique annuelle d’ici 2021 « Les mesures d’efficacité énergétique sont amenées à s’amplifier au cours des prochaines années, orientant ainsi les perspectives de consommation d’électricité à la baisse, en dépit d’une démographie soutenue, d’une reprise de l’activité économique et d’un contexte favorable aux nouveaux usages électriques » précise RTE. |
- Fermeture de centrales nucléaires
En France, une quinzaine d'unités charbon ont été arrêtées depuis dix ans, et les deux dernières devaient être arrêtées en 2022. Certaines de ces centrales étaient puissantes, celle de Cordemais (1200 MW) l’étant autant que les plus puissants réacteurs d’EDF. Après cinq autres en 2017, la dernière des centrales au fioul, celle de Cordemais, d’une puissance de 700 MW a été arrêtée en 2018. En 2020 et 2021, les deux réacteurs de Fessenheim (900 MW chaque) ont été fermés avant la mise en route de celui de Flamanville. Au total l’équivalent d’une douzaine de réacteurs nucléaires classiques ont été volontairement débranchés depuis 20 ans. Dans la catégorie des centrales électriques de production modulable à la demande, seule la centrale à gaz bretonne de Landivisiau de 444 MW a été mise en route, malgré l’opposition de nombreux groupes de pression qui la jugeaient inutile.
Sur les 56 réacteurs nucléaires restant, 27 sont actuellement à l’arrêt principalement pour des révisions périodiques, et aussi pour des problèmes de corrosion sur les réacteurs les plus récents. Les révisions auraient pu être mieux étalées dans le temps, en devançant certaines, mais la position officielle était « on a trop d’électricité qu’on exporte à bas prix, et la consommation va baisser ». Le problème a été aggravé par un allongement de la durée des révisions suite aux perturbations liées à la crise du COVID.
La situation est similaire dans les autres pays européens qui ont aussi réduit leurs moyens de production modulables, et doivent maintenir en production ou rouvrent en catastrophe des centrales à charbon ou nucléaires, comme en Autriche, Allemagne, Belgique, Royaume-Uni, Pologne, Espagne ou Italie.
- Condamnation des énergies fossiles
Les énergies fossiles présentent de gros inconvénients (CO₂, nombreux fournisseurs anti-démocratiques), mais l’anathème contre l’utilisation des énergies fossiles, et la pression sur les investisseurs ont fortement ralenti les investissements européens dans leur recherche et exploitation. C’est particulièrement vrai en France avec l’interdiction de toute recherche et exploitation. C’est aussi le cas dans une partie du monde développé, même si de nombreux pays ont, heureusement pour nous, poursuivi leurs activités avec succès dans ces domaines : Etats-Unis, Canada, Afrique, Russie, Proche et Moyen-Orient, Amérique du sud.
Le paradoxe de la remise en fonctionnement des centrales à gaz, charbon et à fioul Afin d’assurer l’approvisionnement régulier en électricité et contrebalancer les difficultés créées par l’embargo sur le gaz russe et la faible disponibilité des centrales nucléaires, le projet de loi portant mesures d’urgence pour la protection du pouvoir d’achat propose différents dispositifs permettant de limiter le fonctionnement des centrales à gaz ou de les réquisitionner (article 12), de relancer le fonctionnement et la production des centrales à charbon (article 15) et d’assurer la compensation de l’ensemble de ces centrales d’appoint sur le plan environnemental (article 16). Pour cela il est tout d’abord nécessaire de s’affranchir des règles du droit du travail à titre dérogatoire (réembaucher en CDD des salariés en congés de reclassement), et des contraintes du droit de l’environnement puisque les limites de fonctionnement des centrales à charbon sont comprises entre 600 h et 700 h entre 2022 et 2023, soit entre 25 et 29 jours, pour une capacité totale actuelle de 1.200 à 1.800 MW. Le gouvernement s’impose par ailleurs de compenser le rehaussement qu’il prévoit, du plafond d’émission de ces installations de 2.500 tCOS/MW soit 5TWh d’électricité additionnelle, soit l’émission de 4,5 millions de tCO2 supplémentaires « via des projets de réductions des émissions de gaz à effet de serre dans un autre secteur, ou d’augmentation de l’absorption de CO2. » Le coût de cette compensation pour les finances publiques n’a pas été chiffré dans l’étude d’impact fournie… peut-être sera-t-il discuté au Parlement à l’occasion de l’examen du projet de loi. |
Conclusion
En pratique EDF n’est jamais entrée dans un système d’entreprises où les nominations des dirigeants, les investissements, les dépenses, les prix de vente, sont fixés en fonction d’une rationalité économique. Les injonctions économiques contradictoires de l’Etat guidées par la seule poursuite d’un objectif de baisse de la consommation (électricité pas chère mais investissements tous azimuts, moins de réacteurs nucléaires mais plus de production), diversification dans les renouvelables, et les injonctions organisationnelles divergentes (réforme Hercule mais pas de vagues) ne pouvaient que conduire l’entreprise à l’impasse actuelle.
L’annonce d’un passage à un actionnariat 100% public n’a pas rencontré de forte hostilité parce qu’elle ne changera rien. Politiquement, cette nationalisation est vue par le gouvernement français comme un geste d’ouverture peu coûteux envers une partie de l’opposition et les syndicats. Mais il y voit surtout la mise en place d’un écran facilitant des méthodes peu orthodoxes de financement d’EDF, à l’abri d’interventions de Bruxelles et des concurrents français et étrangers d’EDF. Mais la prise en main totale par l’Etat ne résoudra aucun des dysfonctionnements actuels : nominations politiques, absence de contre-pouvoirs au conseil d’administration, absence de contre-pouvoirs des actionnaires-investisseurs privés, absence de sanctions positives et négatives sur les dirigeants et les salariés, marché et concurrence perturbés. Si toutes les centrales nucléaires françaises produisaient actuellement de l'électricité, ces questions sur l'approvisionnement pour les Français et leurs entreprises n'existeraient pas. Nous serions même en capacité de vendre de l'électricité à nos voisins européens. Au lieu de cela, la crainte qui monte est celle d'un blackout dès cet automne et la remise en service des centrales à charbon ou à gaz.
Propositions
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[1] L'attitude stoïque de Jean-Bernard Levy face au maelstrom des contradictions gouvernementales doit être soulignée.
[2] Il ne s’agirait pas d’un cadeau fait aux nouveaux exploitants, le prix de la concession attribuée sur appel d’offres tenant compte de ces nouveaux prix du MWh. D’après la Cour des comptes, le coût de production sur le Rhône est de 26 euros par MWh laissant aux actionnaires un bénéfice très important.
[3] Son prix de 44 €/MWh (contre 130€ pour les centrales en cours), en réponse à l’appel d’offre de la centrale éolienne marine de Dunkerque a surpris.
