Politique de répartition de la valeur ajoutée d’EDF et enjeux de la scission "Hercule"

Libéralisation des marchés et recherche d’un monde neutre en carbone contraignent EDF à des évolutions structurelles. Vers quelle organisation de l’approvisionnement en électricité conduit le projet de scission de l’entreprise nationale en deux entités ? Dénommé Hercule, sans doute pour signifier son ambition, le projet de réforme d’EDF prévoit un changement de structure, impliquant une séparation en deux entreprises.

Principe et objectifs affichés du projet Hercule

Avec le nouveau projet de réforme, il s’agit de procéder à une séparation organique entre la production et la commercialisation. Une première entreprise, dénommée provisoirement EDF Bleu et détenue à 100% par l’Etat, regrouperait les parcs nucléaire, thermique à flamme et hydraulique, ainsi que les activités de transport. Face à EDF Bleu, EDF Vert va être composée d’activités régulées à revenus garantis, la production par EnR et la distribution, à côté des activités concurrentielles de la vente et des services.

L’idée de départ du gouvernement socialiste en 2015 était de séparer le nucléaire des autres activités afin de protéger ces actifs et d’assurer la pérennité du parc nucléaire en permettant le financement des investissements de rénovation des réacteurs en place et d’en construire de nouveaux. Pour ce faire, il s’agissait de « rompre le lien entre les activités dans le domaine du nucléaire en France et le reste du groupe » selon les propos de Emmanuel Macron, alors ministre de l’Économie.

Aux dires de Jean-Bernard Lévy, PDG d’EDF, le but de la réforme est avant tout de « permettre le financement des investissements nécessaires au développement de l’entreprise », sous-entendu, nécessaires à la poursuite de l’option nucléaire en investissant dans le nouveau nucléaire sans lequel la réforme n’aurait plus de sens.

Motivations financières et contraintes réglementaires

Les motivations financières, en premier lieu, sont différentes. Le véritable objectif est d’isoler la partie nucléaire parce qu’elle pèse trop lourd sur la valeur du groupe EDF du fait de l’importance actuelle de sa dette (33 milliards d’euros) et de sa contribution à la dégradation de la note des agences de notation qui compte lors des emprunts. En outre, face au dérapage des coûts de construction de la tête de série de l’EPR et des investissements de rénovation des réacteurs existants, le nucléaire est perçu comme lourd de risques financiers.

Une seconde raison de complexité tient à la volonté de respecter les directives de libéralisation du secteur électrique pour complaire à la doxa « bruxelloise ». Elle entraine l’obligation de mettre les autres activités de production d’électricité dans l’entité accueillant les actifs nucléaires, parce cette dernière doit réunir toutes les productions vendues sur le marché de gros pour les séparer de leur commercialisation. L’une des conséquences de cette obligation est la présence quelque peu incongrue de l’activité de transport dans l’entité EDF Bleu, laquelle sera en fait la participation d’EDF dans RTE dont elle est propriétaire à 50,1%.

Les promoteurs de la réforme espèrent que, lors de son introduction en bourse, EDF Vert, délestée du risque nucléaire et dotée de ces activités régulées, dégage une valorisation boursière supérieure à celle de l’actuelle EDF, soit 36 milliards d’euros.

Conséquences en termes de concurrence et cadre réglementaire

Pour ce faire, les dirigeants de l’entreprise souhaitent que la régulation du secteur électrique français soit débarrassée du dispositif de l’ARENH qui avait été mis en place en 2010 pour favoriser le développement de la concurrence et répondre aux pressions de l’Union européenne désirant une diminution des parts de marché d’EDF. La contrepartie de la suppression du dispositif ARENH serait une dé-verticalisation d’EDF par séparation de ses activités de production et de commercialisation placées dans deux entreprises distinctes.

Au nom de la concurrence dans le secteur électrique imposée par l’Union européenne, toutes les productions d’EDF Bleu passeront obligatoirement par des transactions extérieures, soit sur le marché horaire, soit par des contrats à terme, que ce soit pour les achats d’EDF Vert, ou pour ceux des concurrents d’EDF. Les discussions en cours avec l’Union européenne ont précisément pour but de vérifier si le projet de réforme offre toutes les garanties permettant de sécuriser le développement de la concurrence au niveau de la vente d’électricité. Des exigences supplémentaires pourraient être formulées par la Commission.

ARENH, marché et asymétries

Pour limiter sa domination, EDF a été contraint par l’Etat à proposer de vendre à ses concurrents le quart de sa production nucléaire (100 TWh/an) à un prix fixé administrativement (40 puis 42 €/MWh). Cette procédure dite ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique), décidée en 2007 et sans doute inévitable pour sortir progressivement du monopole, était prévue jusqu’en 2025. Comme on le voit, les nouveaux entrants n'achètent plus de MWh ARENH quand les prix de l’électricité sont bas sur le marché libre comme en 2015 et 2016.

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En prévision de l’augmentation probable du prix de l’électricité en Europe, les concurrents d’EDF demandent l’augmentation à 150 TWh de la part d’électricité nucléaire qui leur est réservée. Fixer ce plafond, décider du prix du MWh et des conditions sont en discussion en France, puis à Bruxelles, soucieuse de voir les règles de la concurrence respectées dans ce cas pour le moins atypique.

Questions cruciales liées à la scission

D’autres inconnues demeurent. Comment sera partagée la reprise de la dette ? Si elle est portée trop massivement par EDF Vert, les marchés boursiers risquent de d’écôter sa valeur et les agences de notation de baisser sa note pour ses emprunts. Comment va-t-on financer la re-nationalisation de la production ? L’État qui est pour l’heure actionnaire à 83,6% d’EDF devra, avant de pouvoir vendre des parts du capital d’EDF Vert pour obtenir quelques ressources, acquérir 100% du capital, pour ensuite répartir les actifs d’EDF entre les deux entreprises.

Une première crainte est de voir l’entreprise qui accueillera les actifs nucléaires servir de support pour gérer la sortie du nucléaire que déciderait un gouvernement opposé à cette technologie. On ne doit pas oublier, en effet, que l’inspiration initiale des conseils de l’APE et d’EDF sur ce dossier était la restructuration des deux énergéticiens allemands, RWE et E.ON : en 2015, ils avaient séparé leurs actifs nucléaires et de thermique à flamme ... en les intégrant dans une entreprise spécifique appelée à jouer le rôle d’une structure de défaisance.

Une deuxième crainte est celle de la privatisation croissante d’EDF Vert, voire d’une prise de contrôle par une entreprise plus fortement capitalisée qu’EDF. On peut fort bien imaginer que les engagements qui seront pris par le gouvernement de ne pas descendre en dessous de 65% de parts de l’État lors de la scission, ne résistent pas. L’exemple de la fonte progressive de la participation de l’État dans le capital de GDF Suez, devenu Engie, est là pour le suggérer.

Troisième crainte, si la motivation principale de la réforme est que l’on redoute de manquer de ressources pour financer les investissements à venir, notamment dans le nucléaire, améliorera-t-on vraiment la capacité de financement globale de l’ensemble ? Certains ne manquent pas de remarquer qu’on ouvre au financement privé la partie qui a le moins besoin d’argent et qu’on enferme l’autre entité dans un statut prisonnier des contraintes budgétaires de l’État.

Impact sur la gouvernance, les relations internes et les "murailles de Chine"

Pour prévenir tout problème de favoritisme, de conflits d’intérêt et de concurrence déloyale, une muraille de Chine est promise entre les divisions production et vente d’EDF pour éviter que les vendeurs d’EDF ne disposent d’informations privilégiées sur les capacités de production et les coûts de revient d’EDF. Mais trois autres murailles devaient exister entre la division transport (RTE) et la division vente d’EDF, entre la division distribution (ENEDIS) et la division vente, et entre la division de production et la division réseau de transport (RTE). Et une cinquième entre la direction générale fixant la stratégie de l’entreprise et chacune de ses divisions.

Dans un groupe à la culture aussi homogène, depuis les directions jusqu’aux syndicats, et où les carrières sont souvent transversales en France et à l’étranger, on peut douter de l’étanchéité de ces murailles. Et si elles sont aussi étanches que promis, c’est l’utilité d’un groupe intégré qui est mis en question. La scission en deux entreprises indépendantes dont les différences de droits de propriété et de structures de gouvernance sera lourde de divergences dans le futur.

Performance industrielle, coûts et enjeux sociaux

Le rapport de Jean-Marie Folz sur la construction de l’EPR de Flamanville avait fait un choc. Il confirmait la gravité des dysfonctionnements, non pas du réacteur nucléaire EPR dont deux exemplaires fonctionnent en Chine, mais d’EDF, d’AREVA et, implicitement, de leur actionnaire l’Agence des participations de l’État et du ministère de l'industrie. Le fiasco de Flamanville, la perte d’un million de clients d’EDF par an et les problèmes récurrents de qualité dans le nucléaire existant et futur, illustrent ces dysfonctionnements.

L’EDF actuelle est visiblement loin de l’EDF de 1980 qui réussissait à mettre en fonction 2 ou trois réacteurs nucléaires par an. Les causes de cette déliquescence sont connues : perte de compétence suite à la longue période sans construction de réacteur, autosatisfaction liée au monopole et à l’absence de concurrence, rigidité du statut du personnel et interventions politiciennes dans la gestion.

Le personnel d’EDF augmente, il est trop payé, ne travaille pas assez et a trop d’avantages. Les magistrats de la rue Cambon regrettent que les dépenses de personnel, contenues entre 2012 et 2017, soient reparties à la hausse entre 2021 et 2024 (+16,7%). Si le nombre de salariés a crû de 7,6% (+4800) sur la période, c’est surtout l’augmentation des salaires (+11% pour la seule année 2023) qui explique cette tendance.

Capacité d’investissement et trajectoires financières

Il y a urgence. Car « lesté » de 54 milliards d’euros de dettes à fin 2024, « EDF fait face à la perspective d’un programme d’investissement dont le montant pourrait atteindre, sous toutes réserves, jusqu’à 460 milliards d’euros sur les années 2025 à 2040 ». Un mur d’investissements que le groupe public est aujourd’hui incapable de financer. EDF devra débourser 90 milliards d’euros pour la maintenance et la prolongation du parc nucléaire existant (57 réacteurs), 115 milliards pour la construction de 14 EPR2 dont 75 milliards pour les six premiers déjà actés, 15 milliards pour le parc hydraulique, plus de 100 milliards pour moderniser et renouveler le réseau d’Enedis, 30 milliards pour Orano, 60 milliards à l’étranger et 30 milliards pour les renouvelables.

En fait, tout va dépendre des prix de l’électricité et donc de la rentabilité d’EDF. Aujourd’hui, EDF vend environ un tiers de sa production nucléaire historique à ses concurrents à un tarif de 42 euros/MWh avec le dispositif ARENH. Le nouveau cadre inclut notamment un mécanisme de contrat pour différence (CfD) pour les futurs EPR. Mais il « n’apporte pas de prévisibilité sur les niveaux de revenus » d’EDF.

Poste	Montant estimé (Mds €)
Maintenance & prolongation parc nucléaire	90
Construction 14 EPR2	115
Parc hydraulique	15
Modernisation réseau Enedis	100+
Orano (aval cycle)	30
Investissements étrangers	60
Renouvelables	30

Position sur les renouvelables, marchés et prix

Les productions éolienne et solaire sont vendues à des tarifs administrés supérieurs aux prix du marché, et bénéficient d'une carte de priorité. Typiquement, la production nucléaire à 40€/MWh doit être réduite pour laisser la place à des productions allant de 60 à 500€/MWh. Une règle de nature à étrangler la division nucléaire réduite à celle de "roue de secours" si la production des renouvelables se développait considérablement.

Dans le secteur des énergies renouvelables, la valeur ajoutée d’EDF est faible pour une entreprise aux coûts fixes importants : elle ne fabrique ni modules solaires ni panneaux solaires ni éoliennes, ne construit pas de centrales éoliennes ou solaires, et est simple opérateur de centrales beaucoup plus faciles à gérer que les centrales nucléaires. Cette division est de plus exposée aux révisions administratives des contrats antérieurs comme EDF renouvelable vient de le constater pour l'éolien marin et le photovoltaïque.

Structures réseau : monopole de transport et distribution

Le réseau de transport haute et très haute tension est un élément clef du système électrique. Le gestionnaire de ce réseau est aussi responsable d’équilibrer en permanence les productions et les consommations d’électricité qui circulent sur ce réseau. En France, le gestionnaire est RTE, filiale d’EDF à 51%, en réalité totalement opérée par EDF. Le partage du capital de RTE entre EDF et CDC+CNP réalisé récemment pour des raisons comptables propres à EDF, est tout à fait artificiel.

Le réseau de distribution moyenne et basse tensions est un autre élément clef du système électrique, desservant tous les consommateurs d’électricité. En France, c’est ENEDIS, filiale à 100% d’EDF qui gère ce réseau utilisé par EDF et par tous ses concurrents vendeurs d’électricité.

Organisation du marché et parts de marché

En France, l’ouverture à la concurrence a été progressive depuis 1999, et des dizaines entreprises sont entrées sur ce marché, les françaises les plus importantes étant Engie et Total. Pour les particuliers, un peu plus des deux tiers (71%) sont toujours aux tarifs régulés chez EDF, et un peu moins d’un tiers au tarif libre (27%) surtout chez les nouveaux entrants. Pour les entreprises, toutes sont aux tarifs libres, un peu moins des deux tiers sont clients d’EDF.

Pour le volume de consommation, les concurrents d’EDF fournissent 40% de l’électricité. Au total, l’ouverture à la concurrence semble fonctionner assez bien, les consommateurs les plus importants et les plus avertis choisissant plus volontiers les concurrents d’EDF. Sauf que produisant très peu d’électricité, et souvent pas du tout, ces nouveaux entrants dépendent largement d’EDF pour fournir leurs propres clients.

Alternatives et propositions de réorganisation

La Fondation iFRAP propose de concentrer EDF sur son point fort historique, la production d’électricité sous toutes ses formes. Une solution qui résoudrait les problèmes de conflits d’intérêts et de concurrence, et permettrait de mieux évaluer les performances de chacune des divisions. Pour réduire la domination d’EDF sur la production d’électricité, elle serait de plus exclue des appels d’offres aux renouvellements des centrales hydroélectriques pendant 30 ans. Les réseaux de transport et de distribution seraient privatisés et régulés comme à l’étranger.

La vente de ses filiales lui fournirait de plus une partie des capitaux dont elle a besoin. Par ailleurs, conserver à EDF ses filiales RTE, ENEDIS et Distributeur tout en les isolant par des murs infranchissables est inutile et nuisible alors qu’elle a besoin de simplifier son management et de se concentrer sur ses objectifs critiques : réussir à produire au coût le plus faible et en toute sécurité.

Projet Hercule : vers un démantèlement d'EDF ?

Questions ouvertes

La scission résout-elle les problèmes de performance opérationnelle d'EDF ?
Permet-elle de favoriser réellement la concurrence en France et en Europe ?
Comment répartir la dette et financer le programme d’investissements massif ?
Le périmètre retenu (nucléaire 100% public / autres activités ouvertes aux privés) protège-t-il ou fragilise-t-il le service public et la valeur des actionnaires ?

Tel qu’annoncé par la France, le projet Hercule isolerait la production nucléaire d'EDF dans une filiale détenue à 100% par l'Etat. Les autres productions (hydraulique, éolien, solaire) seraient réunies dans une filiale dont le capital serait ouvert à des investisseurs privés minoritaires. Les filiales réseaux, transport (RTE) et distribution (ENEDIS), resteraient gérés par EDF. La branche de vente aux clients particuliers et professionnels pourrait être filialisée avec actionnaires privés minoritaires.

Avec "Hercule" comme nom de code, le plan de restructuration d'EDF annoncé il y a un an se doit d'être à la hauteur des défis auxquels font face cette entreprise et tout le secteur français de l'électricité. D’abord normaliser le marché de l’électricité français, progressivement ouvert à la concurrence depuis 1999, mais qui reste très dépendant d'EDF pour la production et pour les réseaux de transport et de distribution.

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