EDF

Création d’un service public

En 1946 est mis en place le service public de l’électricité au moyen d’un monopole d’État. L’Assemblée nationale vote la loi de nationalisation des secteurs de l’énergie le 8 avril 1946. Les biens des entreprises de production, de transport et de distribution de l’électricité sont transférés à la société Électricité de France (EDF) qui devient un établissement public d’État. Sur le même modèle, le secteur du gaz est nationalisé avec la création de Gaz de France (GDF) [1]. 1450 entreprises électriques et gazières sont nationalisées au profit d’EDF et GDF. [2]

Cet évènement intervient dans le contexte de la reconstruction de l’Europe et s’accompagne d’une volonté de conserver une indépendance nationale dans ce secteur stratégique.

Cette nationalisation est une volonté du Conseil national de la résistance pour éviter les faillites des « trusts électriques » (oligopole des électriciens avant-guerre) dont les coûts et les prix étaient élevés, mais aussi pour éviter les abus de position dominante et le sous-équipement (dans le transport et la production d’électricité). La prise en main du secteur par l’État est aussi liée au constat de l’incapacité à investir dans l’hydroélectrique de la part du secteur privé.

Précisons dès à présent qu’il s’agit bien ici d’une nationalisation et pas d’une étatisation : le conseil d’administration est en effet tripartite (composé de représentants de l’État, des usagers et du personnel) et un cadre de régulation pluriannuel fixe les engagements de l’entreprise en faveur de l’intérêt général.

L’entreprise est alors gérée dans une logique de cogestion (due à l’importance de la CGT [3]). L’organisation est hiérarchisée et centralisée. Rétrospectivement, l’État n’aura pas beaucoup investi dans les projets de l’entreprise. Les réseaux de transport et le programme nucléaire ont en effet été financés en partie sur les fonds propres de l’entreprise et en partie par des émissions d’obligations (emprunt EDF) dont les charges ont toujours in fine été payées par les usagers.

Premières missions d’EDF

La première mission d’EDF consiste à gérer la pénurie et à reconstruire les infrastructures. Rappelons que jusqu’en 1950, il faudra, faute d’énergie suffisante, organiser des coupures d’électricité dans le pays.

L’autre mission d’EDF à ses débuts concerne la reconstruction des réseaux de distribution [4] d’électricité. En 1948, seuls 10 millions de foyers sur une population de 40 millions habitants sont électrifiés tandis que la croissance de la consommation (elle a doublé en 10 ans après 1946) nécessite la construction d’infrastructures de production et de transport de grandes capacités. EDF et le Syndicat général de la construction électrique constituent également, pour faciliter l’équipement électroménager des ménages, un organisme financier : le Cetelem ou Crédit de l’équipement électroménager.

Afin d’augmenter ses capacités de production, l’entreprise se lance dans l’hydroélectricité. En 1953, le Barrage de Tignes en Haute-Savoie (à l’époque le plus grand barrage d’Europe) est inauguré. En 1959, le barrage de Serre-Ponçon sur la Durance est finalisé, suivi de celui de Roselend en 1960.

Les années 1960 constituent une période de forte croissance de la consommation. Les centrales au fioul sont développées durant cette décennie (en raison notamment du pétrole bon marché). La part du fioul dans la production d’électricité par combustion passe de 4% en 1960 à 39% en 1973.

Le choix du nucléaire

En 1958, la 1^re production de plutonium est réalisée à Marcoule, à proximité d’Orange dans le sud de la France. Sous la direction du Commissariat à l’énergie atomique (CEA), l’établissement, qui constitue un prototype, aura la double fonction de produire du plutonium pour le programme de Défense nationale et de retraiter les déchets produits dans les centrales nucléaires d’EDF. Framatome (Franco-américaine de constructions atomiques) est créé la même année.
En 1963, la première centrale nucléaire française est établie à Chinon. Située en bordure de la Loire, la centrale est la première du territoire français à être exploitée par EDF. Une production avait auparavant eu lieu à Bugey, mais sous contrôle du CEA.

La centrale de Chooz, à proximité de la frontière franco-belge, est construite entre 1962 et 1967, année de mise en production du site. Ce projet fait suite à la signature du Traité Euratom [5]. EDF et la société d’énergie nucléaire des Ardennes (SENA) mettent en œuvre ce projet dans la vallée de la Meuse. La centrale sera mise à l’arrêt en 1991. Entre 1956 et 1972, onze réacteurs seront construits et mis en route sur le territoire français.

De fortes rivalités naîtront à propos de la filière nucléaire choisie. Le CEA préférait l’option uranium-gaz-graphite (solution portée par les « autonomistes », De Gaulle, le PCF et les syndicats) alors qu’EDF préférait l’ « option américaine » (uranium enrichi et eau légère) qui évitait de tomber sous la coupe du CEA en ce qui concerne la stratégie énergétique. Dans les années 1960, « les constructeurs privés pèsent dans le même sens que l’EDF : plutôt que de sous-traiter des travaux dont le CEA garderait la maîtrise d’ensemble, ils préfèrent bien entendu livrer les centrales clé en main, fut-ce sous licence étrangère [6] ». L’option du CEA sera finalement retenue.

En 1969, après des problèmes lors de la mise en service d’un réacteur à Chinon et une querelle sur la responsabilité du litige entre le CEA et EDF, le président français Pompidou reviendra sur cette décision et optera pour la technologie américaine. Jusqu’à ce jour, le choix du nucléaire ne sera pas remis en cause par les successeurs de Pompidou à l’Elysée malgré quelques discours avant la campagne présidentielle de 1981 et la promesse d’un grand débat démocratique « expédié en deux heures au sein du comité directeur du parti socialiste en octobre 1981  » [7].

Le choc pétrolier entrainera définitivement la France dans la voie du nucléaire, «  pour se rendre moins dépendante [8] des approvisionnements extérieurs  ».

Le « contrat-programme » est signé entre l’État (sous le gouvernement de Pierre Mesmer) et EDF en 1974. Il décrit les missions d’EDF, planifie la mise en construction de plusieurs réacteurs et décide de l’opérateur qui les construira. EDF passe ainsi commande à Framatome pour douze centrales de 900 MW en 1974. Ce plan ne nécessitera pas d’investissements de l’État mais sera financé par l’endettement d’EDF et le coût sera finalement pris en charge par le contribuable et le consommateur.

En 1975, la centrale de Tihange 1 est mise en service en Belgique.

Le nucléaire en Belgique

 

Le nucléaire belge débute son histoire au début des années 1960 avec le premier réacteur nucléaire de recherche bâti à Mol. En 1967, une collaboration franco-belge aboutit à la construction de la centrale de Chooz, cogérée par les deux pays (voir supra.)

 

La construction des deux premières centrales proprement belges est entamée en 1969, en Flandre à Doel et en Wallonie à Tihange. Les chantiers s’achèvent en 1974-75. A l’époque, le nucléaire est perçu comme une technologie d’avenir et ne provoque pas de controverse, le choc pétrolier de 1973 venant appuyer cela. Electrobel (holding qui a regroupé d’anciennes sociétés productrices d’énergie) et sa filiale Intercom sont en charge de la gestion des deux centrales avec Ebes (l’ancêtre d’Electrabel). Les premiers mouvements de protection de l’environnement apparaissent à la fin des années 1960 et au début des années 1970 en Belgique (Amis de la Terre, Association de protection contre les rayons ionisants, Survie Belgique…) et avec eux la contestation du modèle énergétique basé sur le nucléaire.

 

En octobre 1978, une consultation publique a lieu à Andenne. Le refus de la population (à 84 %) de voir une nouvelle centrale implantée va mettre un frein à l’expansion de l’atome dans le pays [9]. Quatre nouveaux réacteurs (Doel 3 et 4 et Tihange 2 et 3) seront pourtant mis en service au cours des années 1980 avec une durée d’activité prévue de 40 ans.

 

La construction d’un huitième réacteur a été rejetée en 1988. En 2003, la loi de sortie du nucléaire à des fins de production industrielle est votée. Mais à l’été 2012, le gouvernement Di Rupo décide la prolongation de 10 ans, jusqu’en 2025 de Tihange 1 (en service depuis 1975). En décembre 2015, la prolongation de Doel 1 et 2 pour 10 ans est décidée par le gouvernement Michel.

 

Le parc nucléaire belge dispose d’une capacité de production de 5.919 MW et produit près de la moitié de l’électricité du pays. De nombreux incidents se sont déroulés ces dernières années avec l’arrêt temporaire de plusieurs réacteurs.

 

Doel 3 et 4 sont censés s’arrêter en 2022 et 2025 de même que Tihange 2 en 2023 et Tihange 3 en 2025. Doel 3 et Tihange 2 ont été mis à l’arrêt en 2014 après de nombreuses anomalies et la découverte de microfissures. Tihange 2 a été remis en service fin 2015 malgré de nombreuses réactions hostiles en Belgique, mais également aux Pays-Bas et en Allemagne. Doel 3 était toujours à l’arrêt en mars 2016.

 

Actuellement, le parc nucléaire belge est principalement géré par Electrabel (filiale Engie, ex GDF-Suez). EDF, via sa filiale Luminus dispose de participations de 10,9% dans les centrales Tihange 2 et 3 ainsi que Doel 3 et 4 de même que d’une tranche de 100 MW dans la centrale de Chooz B. Tihange 1 appartient pour moitié à EDF Belgium et non à Luminus.

En 1978, la première centrale nucléaire à utiliser la filière à eau pressurisée et uranium enrichi est raccordée au réseau, à Fessenheim. Cette centrale est actuellement la plus ancienne en service sur le sol français. Sa durée d’exploitation a été prolongée de 10 ans par l’Autorité de sureté nucléaire en 2009 [10].

Les premiers mouvements contre le nucléaire civil apparaissent dans les années 70 en France. En 1978, une manifestation rassemblant 60.000 personnes sur le site de Creys-Malville contre la construction d’une centrale à surgénérateur – projet Superphénix – dégénère, causant la mort d’un manifestant et une centaine de blessés.

1980-1990 : poursuite du programme nucléaire et internationalisation

Au cours de la décennie 1980, près d’une vingtaine de réacteurs seront mis en construction en France, engageant encore un peu plus le pays sur la voie de l’atome. A la même époque, la construction de barrages se poursuit et EDF investit dans le réseau de transport de l’électricité.

Signalons la construction de la première centrale solaire du groupe en 1973 et la première centrale nucléaire construite à l’étranger, en Chine en 1984. En 1985 est mis en service un câble permettant l’exportation d’électricité vers la Grande-Bretagne.

A cette époque, EDF compte 25 millions de clients. Le projet Superphénix, un réacteur expérimental à neutrons rapides à caloporteur sodium est mis en route cette même année. Après de multiples difficultés de fonctionnement, ainsi que des problèmes politiques et financiers, le projet sera définitivement abandonné en 1996.

Progressivement, les différents gouvernements qui vont se succéder pendant les années 1980 et 1990 vont sortir du cadre interventionniste de l’État pour se convertir au marché. Les années 1990 coïncident également avec le début de l’internationalisation du groupe.

Entre 1992 et 1996, EDF, une entreprise publique, va prendre ses premières participations à l’international pour 3,5 milliards de francs français (un peu plus de 500 millions d’euros), s’écartant quelque peu de ses missions de service public et d’intérêt général. EDF prend des participations en Suède (10 % de la société de distribution Sydkraft), en Italie, en Argentine, en Espagne, au Portugal ainsi que dans la constitution avec la Saur (société de gestion de l’eau appartenant au groupe Bouygues) d’une société commune, SFSI (Société financière de services internationaux). Les deux groupes souhaitent alors, «  au-delà de l’électricité et de l’eau, terrains de compétence des deux associés […] regarder de près les dossiers d’assainissement, de traitement des déchets, voire de téléphonie. Et ce, dans tous les pays. Car partout États et villes s’engagent dans la privatisation de leurs services publics. » [11]

Un mouvement qui perdurera jusque dans les années 2000, largement facilité par le consensus de Washington et la privatisation des systèmes électriques des pays du sud. De 1994 à 2002, la part du chiffre d’affaires réalisé à l’étranger passe de 8,9% à près de 40%. Mais certaines prises de participation se solderont par un échec et entre 2003 et 2005, l’entreprise se désengage de l’Amérique latine pour se recentrer sur l’Europe (Italie, Allemagne, Royaume-Uni, Suisse)

L’ouverture à la concurrence

En 1996 une directive européenne est adoptée : elle vise à ouvrir progressivement les marchés du gaz et de l’électricité en Europe. Un mouvement de grève est déclenché en octobre 2000 et réunit au moins les deux tiers du personnel, dont de nombreux cadres, avec pour mot d’ordre : “ non à la privatisation ”. Les syndicats expriment désormais clairement leur désaccord à la poursuite du projet de privatisation.
D’importants mouvements de grève auront lieu en 2004, exigeant le retrait du projet de privatisation par le gouvernement. En avril 2004, EDF comptait 75% de grévistes dans ses rangs, 80.000 agents manifesteront en mai 2004. Un mouvement qui se poursuivra jusqu’à l’été. Le 29 juin 2004, le gouvernement UMP-UDF [12] entérine le changement de statut d’EDF et GDF, l’interfédérale syndicale CGT-FO-CFTC-CGC finissant par s’incliner.

Une seconde directive de 2003 vise à séparer les réseaux de transports de l’activité de production [13]. L’objectif était qu’à partir de 2004, les marchés du gaz et de l’électricité soient libéralisés pour les consommateurs non ménagers. A cette date, EDF se compose d’Electricité de France Société Anonyme (EDF S.A.) et d’un réseau de filiales européennes. 85% des parts restent dans les mains de l’État [14] (un seuil garanti par la loi). Le statut d’EPIC (Établissement public à caractère industriel et commercial) permettait le contrôle de l’activité de l’entreprise par le biais de commissions parlementaires de manière bien plus étroite que sous le statut de S.A. Ce statut n’était pas contradictoire avec l’ouverture à la concurrence imposée par la directive européenne et garantissait notamment que le budget de l’établissement devait être uniquement utilisé aux fins de sa mission, celle de prestataire de service public. La privatisation et le passage sous statut de société anonyme n’étaient donc pas une obligation légale mais, une volonté idéologique du gouvernement de l’époque et qui ne seront pas remis en cause par les majorités suivantes.

A partir de 2007, les marchés pour les particuliers et entreprises sont à leur tour totalement ouverts à la concurrence (voir tableau ci-dessous).

Les années 2000 coïncident également avec une perte progressive de parts de marché. La stratégie d’EDF va s’en trouver modifiée et la volonté d’exporter et de conquérir des marchés étrangers prendra dès lors le pas sur la sécurité des approvisionnements et le remplacement du parc électrique existant comme ce fut sa première mission. EDF se lance également à cette époque dans le négoce d’énergie (en partenariat avec le négociant de matières premières Louis Dreyfus).

Privatisation et changements organisationnels

 

Avant 1999, l’entreprise était organisée en 8 départements, tous fortement intégrés et rendant compte au président et directeur général nommés par le gouvernement.

 

L’organisation sera ensuite divisée en deux grands pôles : l’industrie et le pôle client (mais toujours avec une forte centralisation de l’organisation, les deux branches étant étroitement liées à la direction) avec à la tête un Conseil d’administration et un comité exécutif (COMEX).

 

En 2002, l’entreprise subit une nouvelle réorganisation, qui tend vers la décentralisation et la division du groupe en branches transversales (9 branches financièrement indépendantes). Chaque pôle dispose désormais d’une « business unit » et se voit assigner des objectifs de performance.

 

Avec la privatisation partielle, l’État perd en influence, mais conserve un droit d’information pour la mise en œuvre de la mission de service public. 6 administrateurs sont désignés par l’État, 6 autres le sont pour leurs compétences et 6 représentent les salariés. En 2004 est créée une unité « optimisation amont-aval » pour lier les deux pôles de l’entreprise de manière cohérente (approvisionnement, prix électricité, opportunité d’achat de portefeuille).

 

Depuis le début du millénaire, il faut souligner le recours grandissant à la sous-traitance pour EDF. Finalement, malgré les promesses de la Commission européenne qui entrevoyait que « la concurrence ferait baisser les prix et améliorerait la qualité des services », c’est une hausse des prix de l’électricité de 21% et de 66% pour le gaz qui a été observée [15]. Comme le rappelait un membre de la CGT, nombre de missions de services publics auparavant gratuites sont entre temps devenues payantes : par exemple « le changement de compteur est passé de 0 à 54 euros, les frais de mise en service de 11,47 à 26,17 euros. » [16] L’entreprise se comporte de plus en plus comme une entreprise privée à but lucratif et de moins en moins comme un prestataire de service public.

EDF devient officiellement une Société Anonyme (SA) en 2005 et ouvre son capital à des actionnaires privés. L’ambition affichée d’EDF est de devenir un groupe mondial (plus de la moitié de ses recettes sont ainsi réalisées hors de France entre 2005 et 2008).

La seconde directive européenne est transposée en droit français en 2006 et le marché de l’électricité s’ouvre à la concurrence en ce qui concerne la fourniture d’électricité aux particuliers. L’esprit de cette directive est simple. En favorisant la concurrence, les prix baisseront, au bénéfice du consommateur. Après près de 10 ans, l’opérateur historique a tout de même conservé une part de marché majoritaire. 90% des particuliers ont choisi de ne pas changer d’opérateur malgré la progression de concurrents, en tête desquels on retrouve Engie, ex-GDF. Cette faible entrée des concurrents s’explique notamment par des avantages comparatifs dont dispose EDF (une exposition limitée aux variations des prix des combustibles fossiles grâce au parc nucléaire et dans une certaine mesure l’hydraulique, une composition du parc permettant une allocation optimisée des moyens de production en fonction de la consommation, un parc aux émissions de CO2 les plus faibles en Europe du fait du nucléaire…).

L’ouverture des marchés aura en tout cas joué un rôle important dans l’orientation internationale du groupe. EDF espérait alors retrouver à l’étranger les parts de marché dont il anticipait la perte en France. Comme le signale une note du ministère de l’Economie français [17], l’ouverture aura également eu pour conséquence de faire basculer l’entreprise du statut d’EPIC (établissement public à caractère industriel et commercial à celui d’une des plus importantes capitalisations du CAC40, qui malgré la part majoritaire détenue par l’État français doit dégager des profits, valoriser le cours de ses actions et rémunérer des actionnaires.

Les tarifs de l’électricité pour l’usager, auparavant réglementés, ont dû croitre pour permettre aux concurrents de proposer des offres compétitives. Paradoxalement, et malgré le discours dominant, il ne s’agissait pas « comme on pouvait le croire initialement, d’ouvrir à la concurrence pour faire baisser les prix, mais d’élever les prix pour permettre la concurrence  » [18].

La même année, ERDF, filiale d’EDF chargée de la distribution publique de l’électricité, est créée afin de répondre aux exigences européennes de séparer le transport et la distribution d’électricité dans des entités différentes.

La volonté de l’Union Européenne de libéraliser l’ensemble des marchés s’est récemment traduite par une mise en demeure adressée à la France concernant les concessions de barrages en octobre 2015. EDF ne pourra pas prétendre assurer la concession des barrages dans les conditions que souhaite imposer la Commission européenne. Le parc hydraulique français comprend 640 barrages et 436 centrales hydroélectriques, essentiellement financés par les consommateurs et les contribuables. L’âge moyen de ces ouvrages dépasse les 50 ans. Les coûts ont pour la plupart déjà été amortis et le coût de l’électricité hydraulique est inférieur de 3 à 26 centimes par MW/h aux prix moyens de l’électricité. Les syndicats et le comité central d’entreprise du groupe pointent le risque de sortir de la logique d’intérêt général, d’une part, et de voir des opérateurs privés réaliser des « économies sur le personnel et le non investissement dans son outil de production », d’autre part.

Finalement, «  l’ouverture du marché de l’électricité conduite sous la pression de Bruxelles ne peut être qualifiée de franc succès. Son effet est limité. Elle s’est traduite par la mise en place de mécanismes de régulation toujours plus complexes, au moins aussi lourds et sans doute non moins opaques que le « monopole vertueux » crée en 1946  ». [19]

Les limites de la stratégie d’internationalisation

La seconde partie des années 2000 voit le renforcement des activités internationales d’EDF se poursuivre. L’entreprise est désormais implantée, grâce à sa politique d’acquisition tous azimuts, en Grande-Bretagne (EDF Energy), Allemagne, Belgique (EDF Luminus), Autriche, Pays-Bas et Pologne (via des filiales ou des participations au capital).

Mais cette stratégie va s’avérer coûteuse et le groupe verra son endettement s’accroitre fortement (directement du fait des acquisitions, mais aussi à cause des investissements devant être réalisés dans les pays étrangers). La contrepartie sera la difficulté d’assurer les investissements en France, la capacité d’endettement du groupe ayant déjà été utilisée pour les activités internationales. L’acquisition de British Energy, celle de 50 % des parts de Constellation (États-Unis) et l’acquisition de SPE (Belgique, qui deviendra Luminus) en 2009 pèseront fortement dans l’endettement du groupe qui passe de 16,3 milliards d’euros en 2007 à 41,1 milliards en 2009.

De 2010 à 2014, EDF va céder une partie de ses activités internationales. L’objectif est alors (i) de céder les participations les moins rentables, (ii) de se renforcer dans les filiales existantes afin d’en prendre le contrôle, (ii) de se désengager des filiales pour lesquelles une prise de contrôle n’est pas possible et (iv) de se maintenir et s’étendre dans les pays où se développent des technologies d’avenir (Chine pour le nucléaire, Brésil pour l’hydraulique), afin d’actualiser ses compétences. Un autre objectif est de ne plus être aussi dépendant du marché européen.

EDF va ainsi se séparer de son activité de distribution (EDF Energy) au Royaume-Uni pour se concentrer sur la production (British Energy), ainsi que de ses filiales en Slovaquie et en Allemagne [20]. La participation dans Constellation aux États-Unis afin de construire plusieurs EPR [21] (centrale nucléaire de nouvelle génération) a également été cédée. Après l’acquisition de parts dans le nucléaire américain, le vent a tourné et le projet de construction de 4 EPR aux États-Unis s’est éteint. EDF a dû provisionner une dépréciation d’1 milliard d’euros suite à cet épisode. La Cour des comptes a estimé dans un récent rapport que cette prise de participation relevait d’hypothèses « à tout le moins téméraires » sur la mise en place d’une taxe carbone outre-Atlantique, sur l’évolution de la législation américaine qui n’a pas eu lieu (sur le droit d’acquérir des actifs nucléaires pour un opérateur étranger) et sur l’arrêt de la baisse des prix de l’électricité (liée au développement des gaz de schiste). [22]

Plusieurs défis pour les années à venir

Un certain nombre de défis majeurs attend le groupe dans les prochaines années. Le premier est le risque financier lié à la baisse des cours de l’énergie alors que dans le même temps EDF va être soumis à des investissements ou des dépenses en lien avec la construction des EPR, le grand carénage ou le rachat de la branche réacteur d’Areva. L’assemblée générale de 2016 a ainsi acté une augmentation de capital de 4 milliards d’euros (dont 3 seront à la charge de l’État français).

Sur le plan stratégique, la dépendance du groupe à l’activité nucléaire pourrait être allégée par le développement de capacités d’énergies renouvelables. Le groupe grâce à son activité hydraulique (barrages) dispose déjà de capacités importantes. En 2011, EDF Energie Nouvelles devient filiale à 100% d’EDF et se spécialise dans les énergies renouvelables. Le mix « bas-carbone » du groupe repose essentiellement sur les composantes : nucléaire, renouvelable, hydraulique.

Afin de diversifier ses activités, EDF s’est également lancé dans le marché du gaz en 2011 en investissant dans un terminal méthanier à Dunkerque avant de prendre le contrôle d’Edison en 2012, un des principaux acteurs de l’énergie en Italie. EDF espère profiter, avec cette acquisition, des compétences de l’entreprise italienne dans cette filière. Mais, les comptes d’EDF étant entrés dans le rouge et le besoin de financement se faisant sentir pour la construction de plusieurs centrales EPR, le groupe annonce son intention de céder un certain nombre d’actifs non-stratégiques.

Dans son rapport d’activité 2015, le groupe explique vouloir céder 10 milliards d’euros d’actifs d’ici 2020 qui incluent des cessions de parts dans RTE (Réseau transport électricité, filiale d’EDF), la vente d’actifs de production d’électricité d‘origine thermique et des participations minoritaires. Des suppressions de poste ont également été annoncées, elles devraient concerner 5% des effectifs d’ici 2018 (près de 4.000 personnes) et se feront sans licenciement selon la direction.

Toujours dans cette volonté d’être présent dans tous les métiers de l’énergie et de l’électricité, EDF s’empare des activités françaises de Dalkia en 2014, un acteur des services énergétiques.

Les incertitudes autour de l’activité nucléaire

Mais le point crucial pour l’avenir de l’électricien français est lié à son activité nucléaire, en particulier à la construction des EPR. Plusieurs sources d’inquiétude demeurent à ce sujet.

La première concerne la construction des EPR. De nombreux chantiers sont en cours depuis plusieurs années et ont connu des retards et des augmentations du coût total pour leur construction.

L’EPR en construction en Finlande était pris en charge par Areva et Siemens. Les retards se sont accumulés et la mise en marche de la centrale a déjà été repoussée de 9 ans. Le système informatique de sureté avait été mis en cause. Un litige perdure avec TVO, le maître d’ouvrage finlandais. Il réclame des dédommagements à Areva et Siemens qui se renvoient la balle à propos de la responsabilité concernant les retards et l’explosion des coûts. EDF n’était pas impliquée directement dans la construction de cet EPR. Avec le rachat par EDF de la branche réacteur d’Areva, EDF se trouve désormais partie prenante directe à ce chantier.

L’EPR de Flamanville est en construction depuis 2007. Sa mise en service initialement prévue en 2012 a déjà été repoussée à fin-2018. Son coût de départ était de 3,3 milliards d’euros, il est actuellement estimé à 10,5 milliards d’euros. En avril 2015, Areva qui était en charge de la construction de la cuve a révélé des anomalies à l’autorité de sureté nucléaire concernant la composition de l’acier dans le couvercle et la cuve qui contiendra le combustible. Un communiqué [23] d’Areva et EDF d’avril 2016 expliquait que les anomalies étaient plus importantes que prévu. En juin 2016, l’ASN (Autorité de sureté nucléaire française) révélait que 9 autres centrales d’EDF présentaient des anomalies similaires. Pour EDF, «  le fonctionnement en toute sécurité [est] assuré, des marges considérables ayant été prises à la fabrication des équipements. » [24]

En juin 2016, on apprenait que des incohérences dans la fabrication des pièces de centrales nucléaires avaient été relevées. Le directeur général d’Areva expliquait ne pas exclure que ces incohérences puissent en réalité avoir été des falsifications [25]. Les composants incriminés concernent pour moitié des pièces de centrales nucléaires dont une cinquantaine sont actuellement en service dans le parc nucléaire d’EDF. La cuve défectueuse de l’EPR provenait également de ce site de production [26]. Areva doit présenter un rapport d’ici la fin 2016 afin de justifier ces anomalies.

Deux autres EPR sont en cours de construction en Chine. Les phases d’essais étaient censées débuter en 2016. La Chine a décidé de ne pas charger ses réacteurs en combustible avant que les doutes ne soient dissipés sur la qualité des pièces des EPR [27].

Le groupe pointe dans son rapport annuel, parmi les risques susceptibles de se réaliser, la possibilité que de nouvelles difficultés techniques surviennent, qui pourraient ralentir ou empêcher la construction d’autres EPR.

La construction de l’EPR anglais d’Hinkley Point C a fait l’objet de l’approbation (mouvementée) du conseil d’administration du groupe à l’été 2016 pour un partenariat avec le groupe chinois China General Nuclear Power Corporation. Le gouvernement britannique, et sa nouvelle première ministre Theresa May ont confirmé en septembre 2016 la mise en œuvre de ce projet. Les représentants des salariés ont sans exception marqué leur désaccord à ce projet. Un administrateur a également démissionné afin de marquer son opposition. Début 2016, la Cour des comptes avait déjà émis des doutes et pointé les risques de la mise en œuvre de ce projet dont l’investissement est estimé à plus de 21 milliards d’euros. Le passage en force du conseil d’administration, le financement sur fonds propres dans des proportions inégalées pour le groupe et les doutes sur les délais de constructions de ce projet ont été pointés par ses détracteurs. En mars 2016, c’est le directeur financier d’EDF qui démissionnait pour marquer son désaccord avec le projet : « Qui parierait 60 % ou 70 % de son patrimoine sur une technologie dont on ne sait toujours pas si elle fonctionne ? » avait déclaré Thomas Piquemal. Pour le groupe, l’activité en Angleterre risque de péricliter sans la construction de nouvelles centrales. EDF Energy exploite en effet huit des neuf centrales nucléaires que compte le Royaume-Uni. Huit d’entre elles seront mises à l’arrêt au plus tard en 2023. Les deux réacteurs devraient entrer en service en 2025, pour une durée de 60 ans. Le prix de l’électricité payé par le Royaume-Uni est fixé pour 35 années est fixé à 92,5 livres par MWh (116 euros).

L’autre défi qui pourrait impacter les comptes d’EDF est celui du « grand carénage » qui doit permettre de prolonger la durée de vie des centrales nucléaires de 10 ans. L’estimation du coût de ce chantier est actuellement source de controverse. EDF le chiffre à 55 milliards, la Cour des comptes parle de 100 milliards. L’ASN avait indiqué ne pas avoir d’objection au rallongement de la durée de vie des centrales de 90 MW jusqu’à 40 ans (contre 30 au départ). Chaque réacteur devra ensuite individuellement faire l’objet d’un accord après la troisième visite décennale. Le groupe souhaiterait encore étendre cette durée d’activité.

En juin 2016, l’AMF (Autorité des marchés financiers) a lancé une enquête sur l’information financière donnée aux marchés et une perquisition a eu lieu au siège de l’électricien. L’AMF enquête sur les informations proposées aux investisseurs en ce qui concerne les EPR anglais et le « grand carénage ».

Les centrales nucléaires françaises ont fait l’objet de plusieurs plaintes de pays limitrophes. La ville et le canton de Genève ont déposé une plainte contre X en mars 2016 « pour mise en danger délibérée de la vie d’autrui et pollution des eaux. » Les autorités genevoises veulent aussi mettre en suspens la construction d’installations de conditionnement et d’entreposage des déchets provenant pour partie des neuf centrales nucléaires en cours de démantèlement. Les ministres, luxembourgeoise de la santé et allemande de l’environnement ont également émis des doutes sur la centrale de Cattenom ainsi que sur celle de Fessenheim qui se trouvent sur des zones frontalières. Les mêmes inquiétudes ont été formulées à l’égard des centrales nucléaires belges (exploités pour la majeure partie par Engie-Electrabel mais dans lesquelles EDF possède des participations) par l’Allemagne, le Luxembourg et les Pays-Bas.

Enfin, le rachat de la branche réacteur d’Areva connait lui aussi d’importantes difficultés [28]. L’achat de cette branche pourrait contraindre EDF à débourser 2,5 milliards d’euros pour l’acquisition d’au moins 51% d’Areva NP. Cette société sera un partenariat entre EDF et Areva qui restera actionnaire, et aura la charge de la construction de futurs réacteurs nucléaires [29].

Conclusion

Au départ, entreprise publique au service de l’intérêt général, créée par le Conseil national de la résistance au sortir de la Deuxième Guerre mondiale, le groupe EDF s’est imposé au fil des décennies comme l’électricien disposant de la plus importante capacité électrique installée de la planète et comme un leader du nucléaire. Le groupe est présent dans pratiquement tous les métiers de l’électricité : la production nucléaire, renouvelable et fossile, le transport, la distribution, la commercialisation, les services d’efficacité et de maîtrise de l’énergie, ainsi que le négoce d’énergie. EDF compte plus de 37 millions de clients dans le monde. La France compte pour plus de la moitié du chiffre d’affaires du groupe. Le Royaume-Uni (EDF Energy –London Electricity, 5^e fournisseur du pays), l’Allemagne (EnBw,3^e groupe d’énergie allemand, 45% de participation) et l’Italie (Edison environ 50-50% avec AEM Milan / gaz électricité, mais en passe d’être cédée) sont les trois marchés les plus importants pour EDF qui est aussi présent dans de nombreux pays : Belgique, Pays-Bas, Suisse, Autriche, Pologne, Hongrie, Russie, et Espagne, directement ou par l’intermédiaire d’une de ses filiales. Hors d’Europe, le groupe dispose d’activités en Amérique (États-Unis, Brésil et Chili), en Asie (Chine - deux EPR en construction - au Viet Nam et au Laos), en Afrique (Afrique du Sud, Cameroun, République du Congo, Côte d’Ivoire, Maroc et Sénégal) ainsi qu’en Arabie Saoudite et en Israël.

Pourtant, EDF connait des difficultés ces dernières années : la stratégie de développement à l’international (dont on peut se demander si elle entre bien dans le cadre de l’activité d’une entreprise pourvoyeuse de service public), les réorganisations à la suite des directives européennes et l’ouverture du capital du groupe, auxquels on peut ajouter les déboires et les coûts faramineux de l’activité nucléaire (construction des EPR, cout du grand carénage …). Une recapitalisation du groupe a été actée en 2016 pour un montant de 4 milliards dont l’État prendra en charge 3 milliards d’euros.

*Chercheur Gresea

Pour citer cet article :

Gelin, Romain, "EDF : historique ", Gresea, août 2016, texte disponible à l’adresse : http://www.mirador-multinationales.be/secteurs/energie/article/edf

Article mis à jour le 20/9/2016