EDF : Pourquoi le projet Hercule ? A qui la faute ?

Politiques, éditorialistes, journalistes écrivent abondamment ces dernières semaines sur le projet Hercule, visant à scinder EDF. Si l'on peut déplorer leur atterrissage « tardif » sur un dossier qui existe depuis deux ans, il reste à s'interroger sur le fond : pourquoi ce projet ? A qui la faute ? La France, EDF, l’Europe ? Trouver un bouc-émissaire est-il pertinent ? Faisons le point.

Avertissement : Ce papier n'engage que son auteur.

Le projet Hercule semble motivé par deux objectifs apparents. Le premier est celui de mettre fin au mécanisme ARENH, qu'EDF juge "asymétrique", grévant ses recettes, et l'empêchant de financer son projet industriel. Le second, arrivé ultérieurement, est celui d'éviter la mise en concurrence des concessions hydroélectriques demandée par l'Union Européenne. Derrière ces objectifs, un projet "Hercule" dont les contours ne se recoupent pas complètement.

La priorité pour EDF : mettre fin au dispositif exorbitant de l’ARENH

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La première problématique que rencontre EDF est le dispositif ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique), qui l’oblige à céder 25% de sa production électronucléaire à ses concurrents, à un prix de 42€ par mégawattheures (MWh). Ce prix, inférieur au coût économique du nucléaire historique, permet aux concurrents d’EDF de s’émanciper des risques de la bourse de l’électricité. En effet, ce prix fixe lui permet d'échapper à la volatilité des prix de marché, par exemple 80€/MWh au début de la décennie, 30€/MWh en 2016 et aujourd'hui autour de 50€/MWh. Ce mécanisme à été mis en place pour permettre à la concurrence de s’exercer sur le marché de détail puisqu’EDF disposait de la majeure part de la production électrique, tandis que ses concurrents n'en disposaient que de très peu (Engie, Total), voire pas du tout (Eni, Leclerc, Mint Energie…). Schématiquement, l'ARENH leur permet de bénéficier d’une électricité à prix coûtant et donc de pouvoir concurrencer EDF, tout en ayant pas investi un centime dans la construction des centrales.

L'ARENH, tel qu'il existe aujourd'hui, souffre de deux inconvénients majeurs pour EDF :

  • D’une part, il n’avait pas été envisagé initialement que les prix à la bourse pourraient descendre en dessous de 42€/MWh (prix ARENH), c’est-à-dire que lorsque les prix étaient au-dessus de ce montant, les fournisseurs s’approvisionnaient au prix ARENH. Lorsqu’ils étaient en dessous, ils s’approvisionnaient auprès d’EDF à prix de marché directement sur le marché de gros. C’était donc un modèle « perdant / perdant » pour EDF dont les revenus sont plafonnés au prix ARENH mais peuvent se situer en dessous. Par exemple, si les prix de marché sont à 50€/MWh mais l’ARENH à 42€/MWh, EDF a un manque à gagner de 800M€.
  • D’autre part en raison de la non-réevaluation du prix de l’ARENH, figé à 42€/MWh depuis le 1er juillet 2011, en infraction à l’article L337-14 du Code de l’énergie. Celui-ci prévoyait une réevaluation annuelle du prix en tenant compte des coûts d’EDF et ce, « afin d'assurer une juste rémunération à Electricité de France ». La Commission Européenne n’a jamais accepté la publication du décret permettant la mise en œuvre d’une formule de calcul du prix de l’ARENH.

Ce dispositif a pour particularité de distribuer une rente aux concurrents d’EDF, qui la reversent indirectement, pour partie, à leurs propres clients. Il a eu l’effet de maintenir des prix de l’électricité en France relativement bas, en tous cas hors taxes. Les fournisseurs alternatifs d’EDF ont donc régulièrement pris les consommateurs à témoin en rendant EDF responsable des hausses du prix de l’électricité en refusant de leur livrer plus de 25% de sa production à ce prix ARENH, extrêmement favorable. Le législateur a donc lié la survie des fournisseurs alternatifs et l’intérêt des consommateurs (prix bas) de telle manière à ce que des raisonnements fallacieux puissent se développer. L’autre raisonnement aurait été de dire, tout simplement, qu’EDF, disposant de son parc de production, puisse pratiquer des prix bas pour ses propres clients. Mais les règles européennes instaurant la concurrence dans l’électricité interdisent cet avantage pour EDF. Il est donc nécessaire de « faire exister » la concurrence, en la subventionnant dans son approvisionnement.

Ce mécanisme qui plafonne les revenus d’EDF ne lui permet pas de financer son projet industriel, à commencer par la maintenance du parc de production ou encore le renouvellement possible des moyens de production (EPR). Au risque d’être impopulaire, les prix de l’électricité sont aujourd’hui basés sur un nucléaire amorti et tous les paramètres laissent croire à une augmentation certaine des prix de l’électricité dans les années à venir, quels que soient les mécanismes de régulation retenus.

En tant que citoyen, l’on ne peut pas d’un coté sous rémunérer la production électrique d’EDF, c’est à dire de ne pas en payer le « vrai prix » et, en même temps, déplorer la hausse de l’endettement de l’entreprise publique et ses difficultés à financer son projet industriel. Ce dernier point à une conséquence immédiate, soit l'absence d'investissement, soit la nécessité pour l'Etat de recapitaliser l'entreprise, comme c'est déjà arrivé en 2017. Dit autrement, ce qui n'est pas payé par le consommateur d'électricité sur sa facture, le sera en définitive par le contribuable, et ce n'est pas une caractéristique propre au nucléaire.

EDF et le gouvernement français cherchent donc d’une part à augmenter le prix de l’ARENH, mais aussi à satisfaire les concurrents d’EDF (qui réclament un déplafonnement depuis plusieurs années) et la Commission Européenne qui souhaitent maintenir une concurrence dans la commercialisation de l’électricité. Ainsi, en contrepartie d’une hausse du prix de l’ARENH (entre 45€ et 50€/MWh d’après la presse), EDF devrait désormais mettre à sa disposition 100% de sa production (environ 400 TWh) et non plus 25%. Ce qui signifie que ces volumes seraient d’ailleurs commercialisés « hors marché », à un prix fixe, même si une formule de « corridor » (prix plancher – prix plafond) avait été envisagée initialement.

La première conséquence est qu’en commercialisant 400 TWh au profit de tous, le producteur EDF ne peut désormais réserver le solde (300 TWh une fois les 100 TWh ARENH commercialisés) à ses propres clients ou sur le marché de gros. Il est donc nécessaire, d’après EDF, de filialiser la direction commerciale d’EDF. EDF ne pourrait donc plus être à la fois « grossiste » et « détaillant » et ne serait pas davantage prioritaire sur la production de sa propre maison mère vis-a-vis d’autres fournisseurs d’électricité.

L’autre conséquence est que la production nucléaire pourrait désormais être un SIEG (Service d’intérêt économique général) au sens du droit européen. Dans le cadre d’un tel statut, l’entreprise doit pouvoir séparer comptablement les activités relatives au SIEG et les autres. Aucune séparation patrimoniale n’est toutefois nécessaire. Cela signifie que la réforme de l’ARENH ne nécessiterait pas, en soi, de séparation entre la production nucléaire et les autres activités du groupe EDF, à l’exception des activités de commercialisation, même si l’on pourrait aisément envisager un modèle intégré, où la séparation est garantie par certains processus de gestion interne à l’entreprise.

Ainsi, le choix de la France porte bien sur une mise en place d’une ARENH à 100% contre 25% de la production aujourd’hui. Pourtant, elle aurait pu maintenir le modèle actuel (25% - 100 TWh) tout en mettant en œuvre une méthodologie de réévaluation du prix, puisque la question des recettes est la principale préoccupation d'EDF. Certes, la Commission a refusé temporairement toute augmentation du prix, mais cela semble contradictoire avec ses propres engagements. Ainsi, l'ARENH actuelle est "figée" par la Commission Européenne, qui empêche toute possibilité de réévaluation du prix, alors même qu’elle en avait accepté le principe en 2012.

Rappelons enfin que la France n’est sous le coup d’aucune procédure d’infraction portant sur le dispositif ARENH ni l’organisation du marché de détail de l’énergie. Le seul contentieux en cours concerne l’hydroélectricité – sur lequel nous reviendrons plus bas. La France aurait donc pu attendre 2025, date d’échéance de l'ARENH, qui a été pensé comme temporaire, en tentant de réévaluer son prix, quitte à négocier sa prolongation pour quelques années. C'était d'ailleurs la proposition initiale d'un des concurrents d'EDF, Total Direct Energie. La posture française va donc plus loin et vise donc à pérenniser un avantage exorbitant pour les concurrents d’EDF, alors qu’il ne devait être que provisoire.

Ainsi, l’on va garantir à des fournisseurs n’ayant pas investi un centime dans la construction des centrales, l’accès au fruit de celle-ci, sans conditions, et de manière définitive. C’est en s’appuyant sur l’avantage acquis de l’ARENH à 25% de la production que les concurrents arrivent à revendiquer 100% aujourd’hui. Il sera éminemment difficile de revenir en arrière demain.

Un consensus pour échapper à la mise en concurrence des concessions hydroélectriques

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L’autre difficulté majeure de la France est la situation des concessions hydroélectriques. La transformation d’EDF en Société anonyme en 2005, ainsi que la suppression du « droit de préférence » accordant priorité au concessionnaire sortant dans le renouvellement d’une concession, a mis en danger l’ensemble du parc hydroélectrique français. La majorité socialiste entre 2012 et 2017 a cherché plusieurs solutions, notamment dans le rapport « Battistel » mais a finalement opté pour la mise en concurrence des concessions hydroélectriques, sous forme de société d’économie mixte, dans la loi de transition énergétique de 2015.

Aussitôt la loi promulguée, la Commission Européenne a mis en demeure la France de mettre en concurrence ses concessions hydroélectriques. La France a tenté, pendant plusieurs années, malgré des positions contradictoires, de plaider pour le maintien au sein d’EDF des concessions. Elle a été encouragée en cela par les organisations syndicales et un nombre important de parlementaires, attachés à la gestion publique, en particulier sous l’angle de la gestion de la ressource en eau.

A partir de 2019, la position française semble être acquise à la recherche d’une solution EDF pour les concessions hydroélectriques. Plusieurs acteurs plaidaient pour la mise en place d’un SIEG (Service d’interêt économique général), mais la France a préféré l’option de la « quasi-régie ». Comme son nom l’indique, la « quasi-régie » est analogue à une régie directe, gérée par la puissance publique, mais par l’intermédiaire d’une société dont elle a un contrôle étroit. L’article 16 de l’ordonnance du 29 janvier 2016 relative aux contrats de concession en fixe les modalités. L’entité qui gère la concession doit être contrôlée étroitement par l’Etat, à l’image de la gestion de ses propres services. L’entité doit réaliser 80% de son chiffre d’affaires dans le cadre de la mission qui lui est octroyée. L’entité ne doit pas être détenue par des capitaux privés ou, en tous cas, sans contrôle ou minorité de blocage.

Il en résulte que, pour échapper à la mise en concurrence des concessions hydroélectriques, et si c’est la formule de la « quasi-régie » qui est retenue, EDF est obligée de filialiser ses activités hydroélectriques. Cette option était déjà envisagée dans le rapport « Battistel » évoqué précédemment.

C’est ainsi que nait l’idée d’un « EDF Azur », filiale d’EDF, qui prendrait en charge les concessions hydroélectriques, sans que le périmètre ne soit tout à fait défini. Le sort des concessions « échues », c’est-à-dire celles qui auraient déjà dû faire l’objet d’une mise en concurrence, pourrait être posé. Les modalités concrètes sont encore en cours de négociation avec la Commission Européenne.

Une voix s’élève contre cette solution, c’est celle de la SHEM, Société Hydroélectrique du Midi, petit concessionnaire du sud-ouest de la France, filiale d’Engie, qui se sent lésé puisqu’il serait en définitive le seul opérateur à mettre en concurrence ses concessions. En effet, le second opérateur, la Compagnie Nationale du Rhône (CNR), filiale du même groupe, négocie actuellement une prolongation jusqu’en 2041 de la sienne. Le traitement différencié des différents concessionnaires pourrait créer une controverse.

Et Hercule dans tout ça ?

En synthèse, les seules obligations européennes supposées, mais cela pourrait être sujet à discussion, sont les suivantes :

  • Filialiser la direction commerciale d’EDF afin de la séparer de la production électrique afin de faire une « ARENH 100% » en contrepartie de la hausse de son prix.
  • Filialiser l’hydroélectricité si le statut de « quasi régie » est retenu.

Ainsi, pour rappel, le projet Hercule vise à scinder EDF en deux (et désormais trois) avec EDF Bleu (nucléaire, thermique, ingénierie), EDF Vert (Dalkia, Enedis, Direction commerciale d’EDF, EDF Outre mer et Corse, EDF renouvelables) et EDF Azur (quasi-régie hydraulique).

Dans l’hypothèse où l'on partagerait les deux objectifs poursuivis par le gouvernement, ainsi que sa méthodologie (réevaluer le prix de l’ARENH et préserver les concessions), et au regard des explications fournies plus haut, quelques questions arrivent immédiatement :

En quoi créer Vert en y mettant le gestionnaire de réseau Enedis, EDF en outre-mer et en Corse, EDF renouvelables et Dalkia concourt à ces objectifs et correspond à une contrainte européenne ? En quoi ouvrir le capital à 35% de ces activités participe aux contraintes de régulation évoquées ? La réponse est simple, ça n’a aucun rapport. Cela semble davantage dans l’intérêt des investisseurs, et celui des banques d’affaires pour ce projet.

Alors, et s’il ne s’agissait que d’un montage pour plaire aux marchés financiers, et au passage faire augmenter la valeur de l’action EDF pour l’Etat actionnaire ? Car les activités dans le nucléaire (EDF Bleu) et l’hydraulique (EDF Azur) ont un cadre de régulation bien différent des ENR, des réseaux de distribution et des services. La production électrique se pense sur le long terme, des actifs qui ont un temps de construction de dix ans, avec des décaissements importants sans aucune recette pendant le chantier et un retour sur investissement long. Cela ne signifie pas que ce n’est pas rentable, mais tout simplement que le capital privé ne souhaite plus prendre de tels risques financiers.

A la place, l’actionnaire préfèrerait avoir une action EDF Vert, avec des revenus 100% garantis par l’Etat et rapides, grâce à Enedis (4 milliards d’excédent brut d’exploitation, grâce à un tarif négocié avec la Commission de régulation de l’énergie tous les quatre ans), Dalkia (qui gère des délégations de service public), EDF en outre-mer et en Corse (monopole totalement régulé), EDF Renouvelables (contrats photovoltaïques ou éoliens, subventionnés par l’Etat).

L’on est en train de faire porter tous les risques financiers de long terme à l’Etat, tandis que le capital privé bénéficiera d’actifs déjà financés, déjà rentables, reposant sur la commande ou la subvention publique. C’est donc sans surprise que les analystes financiers sont très satisfaits de cette perspective. Mais aucun rapport, ici, avec une quelconque contrainte Européenne, réelle ou supposée.

Construire une critique politique pertinente du projet Hercule

En somme, l’histoire électrique de la France ces vingt dernières années est celle de la réconciliation d’objectifs contradictoires :

  • Investir dans l’industrie électrique notamment pour faire face à la lutte contre le dérèglement climatique
  • S’implanter dans les territoires et proposer un service de qualité
  • Maintenir des prix de l’électricité bas (forte sensibilité politique du sujet)
  • Distribuer régulièrement des dividendes, dont Bercy est très friand, à l’Etat actionnaire (près de 20 milliards en quinze ans) même si cela ne lui permet plus de financer son projet industriel.

Et, en même temps, développer la concurrence, quitte à la subventionner pour respecter les engagements pris dans les traités européens.  Au milieu, des contorsions pour trouver des solutions « euro-compatibles » qui comportent forcément des inconvénients majeurs.

Le caractère durable de ce dispositif reste en question. Que va-t-on faire des concessions hydroélectriques de la SHEM et de la CNR à leur échéance ? Que va devenir ce nouvel ARENH - car seule la production « historique » est concernée -  au fur et à mesure de la fermeture des tranches (50% de nucléaire en 2035). Comment va-t-on commercialiser et rémunérer le nouveau nucléaire ? Est-ce que nous sommes en train de dessiner une régulation pour quinze ans qu’il faudra à nouveau réviser de fond en comble à cette échéance ? De nombreuses questions restent en suspens.

Parmi les questions sans réponse, la plus importante : En quoi ce projet Hercule constitue une amélioration pour le service public de l’électricité, l’investissement dans l’industrie électrique et les prix de l’énergie ? Certains vont incanter que c’est l’objectif du projet, sans jamais le chiffrer ni le démontrer. Car c’est bien au fond la seule question à se poser pour savoir si ce projet est d’intérêt général.

Comme l’écrivait Marcel Boiteux, ancien Président d’EDF : « Le fait est, en tout cas, que le chemin est étroit pour les concurrents. Leur vraie chance réside dans l’obligation où se trouve EDF de s’ingénier par tous les moyens à les maintenir discrètement en vie, du moins les plus compétents, pour éviter d’encourir à Bruxelles l’accusation d’abus de position dominante, et la punition d’avoir à se démanteler un peu plus. »

Le secteur de l’électricité est complexe et plein de paradoxes. Les évolutions de la régulation ont un effet « domino » qui influe sur la structure et le fonctionnement des entreprises du secteur. Il nous faut être vigilant et bien repérer chaque cause et chaque conséquence dans la construction d’une critique politique pertinente de ce qui est en train de s’opérer. Pour l’illustrer, et comme ce papier a tenté de le démontrer : la création d’EDF Vert et sa mise en bourse n’a strictement aucun lien avec une injonction européenne.

Alors, à qui la faute ? EDF qui essaie de gérer son destin avec un champ de contraintes insoutenable fixé par l'Etat mais qui ne sait pas toujours faire valoir ses positions face à sa tutelle ? L'Etat, qui demande l'impossible (investir, maîtriser la dette, distribuer des dividendes tout en imposant des régulations asymétriques...) ? Les concurrents d'EDF et leur lobbying intense pour que l'on leur offre des parts de marché sur un plateau sans avoir investi un centime dans l'industrie électrique ? Les partis politiques, qui ont accepté tellement de compromis fragiles tant que l'apparence était sauve (maintien des tarifs réglementés, pas d'augmentation excessive de prix, maintien de l'implantation territoriale, de l'investissement). De tout cet ensemble, qui n'a pas su expliquer en responsabilité aux usagers comment fonctionnait le système électrique et les compromis aberrants qu'il acceptait ? De la Commission européenne qui s'accroche mordicus à la libéralisation des marchés tout en refusant de voir ses conséquences ? Des multiples think thank libéraux (qui ne pensent pas beaucoup en réalité), si prompts à critiquer le "mammouth" EDF tout en méconnaissant totalement le fonctionnement des marchés ? De tous ceux qui disent "c'est la faute à l'Europe" sans voir la lâcheté des responsables français ?

Un peu tout le monde en fait.

Les semaines à venir vont voir se multiplier les prises de paroles sur l'avenir d'EDF et Hercule. La construction d'une alternative politique pertinente et la sensibilisation des acteurs économiques, sociaux ainsi que de la population passera par un discours de vérité. Les raccourcis et autres éléments de langage empêchent ce travail de déconstruction et de mise en débat d'un sujet essentiel : l'avenir d'une grande entreprise de service public telle qu'EDF.

 

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