La scission d’EDF : une mauvaise idée

Après les bruits de couloir émanant de l’Élysée et des cabinets ministériels et les travaux commandités à plusieurs banques d’affaires, divers articles de presse indiquent que des scénarios de scission d’EDF s’élaborent à partir d’analyses et d’objectifs contestables et orientés vers l’affaiblissement du service public. Dans leur ensemble, ces scénarios ont été construits sans tenir compte de l’outil industriel ni de ses salariés, à qui l’on fait encore porter les errements de la libéralisation des marchés de l’électricité par des décisions contraires à l’intérêt général (fermeture de centrales utiles à la sécurité d’approvisionnement) et une politique sociale très dégradée (gel des salaires, 5000 suppressions d’emplois).

Texte collectif élaboré par des militants syndicaux de la CGT


À partir de l’entrée en vigueur de l’Acte unique, en 1987, le système électrique a été progressivement déstabilisé par la mise en œuvre d’un marché européen de l’énergie. La mise en place de la concurrence, complétée par quelques mécanismes de régulation, tenait lieu de politique énergétique européenne. Avec trente ans de recul, on constate que cette vision conduit à l’échec. Le processus était censé profiter aux consommateurs par l’introduction de la concurrence présumée réduire les coûts, faire baisser les prix et mieux répondre aux besoins des usagers. On en est loin! À l’opposé de la théorie selon laquelle le fait de casser des monopoles publics sectoriels allait faire baisser les prix pour les consommateurs mis jusque-là « en coupe réglée » par les grands producteurs, les prix de vente ont augmenté et devraient continuer à progresser, en particulier via les taxes et l’augmentation des coûts de réseaux. Pour autant, les prix de gros sont restés durablement inférieurs au prix moyen de développement de nouvelles capacités. En effet, le marché de l’électricité (comme celui du gaz), complexe et technique, se révèle bien différent de celui d’autres matières premières, de biens intermédiaires, de produits ou services classiques.
L’électricité étant très difficilement stockable, l’équilibre entre l’offre et la demande doit être assuré à chaque instant. La disponibilité de la ressource doit être garantie pour tous les usagers. Tout en affichant plusieurs objectifs, tels la sécurité d’approvisionnement, la compétitivité, la meilleure efficacité énergétique, la réduction des émissions carbonées, la recherche et l’innovation, c’est la vision libérale consistant à désintégrer les opérateurs publics qui l’a emporté. Le système performant assurant la disponibilité en courant électrique pour notre économie et notre société a été désarticulé. En Europe, les centrales à gaz, non rentables, ont été mises sous cocon, le prix bas du charbon a justifié le recours aux centrales thermiques, les réseaux se sont retrouvés surchargés d’électricité éolienne distribuée à prix négatifs à certains moments. Le marché de gros explosait puis disparaissait. Personne ne se risquait à décrire l’avenir.
Le fameux « signal prix » n’est pas suffisant pour inciter aux investissements indispensables. Les marchés de gros de l’électricité ne permettent pas la mise en chantier des capacités du futur du fait de l’extrême volatilité des prix. Les signaux biaisés qui sont donnés aux acheteurs et aux investisseurs vont provoquer des déséquilibres à court, moyen et long terme. Le marché demande des taux de rentabilité élevés avec des retours sur investissement rapides, ce qui est incompatible avec le secteur industriel en général, et l’énergie en particulier. Le secteur de l’énergie se trouve confronté à des besoins d’investissement considérables sur le long terme. Ces défis supposent des formes spécifiques d’intervention pour garantir les investissements dans la capacité de production et pour gérer la structure du bouquet énergétique et son évolution à moyen et long terme. Passer à un nouveau stade du développement de notre planète conduit à s’intéresser aux analyses coûts/avantages des décisions de gestion en incluant les aspects environnementaux, dont la question centrale des émissions de gaz à effet de serre.
La nation demeure le niveau de pouvoir pertinent pour des questions essentielles, tels la sécurité d’approvisionnement, le service public, le niveau des prix, mais aussi pour le choix du bouquet énergétique, la sécurité des installations et, bien entendu, les politiques fiscales applicables au secteur et aux produits et services. Il faut conforter les atouts de la France et en faire bénéficier pleinement l’économie française, et les consommateurs domestiques et industriels. Citons ici les principaux atouts nationaux.

Des gestionnaires de réseaux à la maille nationale.
Contrairement à d’autres pays, ceux-ci ont, du fait de leur taille et de leur vision nationale, une capacité d’innovation très supérieure à celle des gestionnaires de réseaux de plus petite taille en Europe pour relever les défis du nouveau contexte énergétique. Ils constituent en outre un atout pour les entreprises françaises à l’exportation en leur permettant de valoriser leur savoir-faire dans le monde.

Un parc de production amorti, performant et largement décarboné.
Le parc nucléaire et le parc hydroélectrique constituent des atouts pour la transition énergétique. Les effets de paliers permis par la constitution des installations, dans le cadre de l’entreprise nationalisée, confèrent à la France une avance en matière de dé-carbonation du mix énergétique. Ils offrent en outre un avantage aux industriels comme aux consommateurs particuliers quant aux prix pratiqués. Cela a d’ailleurs attiré l’attention de Bruxelles, qui n’a eu de cesse de pourfendre la position dominante d’EDF comme entrave au développement de la concurrence en France et a imposé le système de vente à prix régulé de l’électricité nucléaire historique (ARENH1) du quart de la production d’EDF.
Une transition énergétique efficace passe par une vision intégrée production-transport-distribution-consommation. En France, comme à l’échelle européenne, l’idée dominante consiste à affirmer que le secteur électrique est en surcapacité du fait du développement massif de capacités de production renouvelable à caractère intermittent. L’appel moins fréquent aux capacités de production thermiques et nucléaires pilotables pose de nouvelles questions en termes de choix industriels comme en termes de financements pour préserver la sécurité d’approvisionnement, notamment pour les filières non subventionnées. Une vision rationnelle de l’évolution du mix énergétique devrait prévaloir associant développement équilibré des filières renouvelables, rénovation des capacités nucléaires historiques, maintien de capacités thermiques rénovées suffisantes pour gérer les tensions sur le système et investissement dans le nouveau nucléaire pour préparer l’avenir. La recherche est un levier majeur. Alors que notre pays est à la traîne en la matière, lui donner les moyens d’ouvrir les possibles dans tous les domaines est crucial. L’intégration production-transport-distribution est une source d’efficacité, et non un poids dont il faudrait se délester.

Dividendes ou investissement, il faut choisir!
La situation financière d’EDF a servi de point d’appui à la direction de l’entreprise pour justifier un « plan d’économies », d’abord de 700 M€, puis de 1 Md€ et ensuite 1,1 Md€, entraînant près de 5000 suppressions d’emplois entre fin 2014 et fin 2017. Regardons de plus près la réalité de la situation. Le ratio d’endettement actuel d’EDF n’est pas supérieur à ce qui s’est pratiqué dans le passé… La dette nette d’EDF s’établit à 33 Md€ en 2017, contre 37,4 Md€ l’exercice précédent. Le désendettement d’EDF reste très modeste : 4,4 Md€, alors que l’entreprise aura eu recours à 8 Md€ de cessions d’actifs et 4 Md€ de recapitalisation par l’État. L’explication tient au besoin de financement très important d’EDF pour les prochaines années. Toutefois, le ratio dette nette/EBITDA2 appliqué par EDF est proche de 2,5. Si EDF avait appliqué ce type de ratio en 1946 ou encore lors du démarrage du programme nucléaire, aucun investissement n’aurait été possible.
Le rapport Roulet (2003) rappelle qu’EDF a investi près de 250 Md€ entre 1955 et 2003, avec certaines années plus de 10 Md€ par an. L’endettement d’EDF a brutalement augmenté à la fin des années 2000, notamment sous l’effet du rachat de British Energy. Ainsi, quand EDF a dû affronter la difficulté d’avoir des recettes moindres (baisse des prix de marché) et la nécessité d’investir, sa structure financière s’était déjà dégradée. Le rapport Roulet permet d’établir qu’EDF a toujours été un contributeur aux caisses de l’État, en particulier après 1990: 29 Md€ entre 1955 et 2003 en rémunération de l’État ; à contrebalancer avec environ 31 Md€ de dotation en capital. En somme, le solde pour l’État était quasi neutre à la veille de l’ouverture du capital…, mais les dividendes et les frais financiers ont augmenté depuis le passage en SA en 2004. Après 2004, une inflation du dividende (hors dividendes versés aux minoritaires des filiales consolidées) a été constatée, avec près de 22 Md€ versés entre 2004 et 2017. Les frais financiers (intérêts des emprunts) ont dépassé 1,5 Md€ par an entre 2010 et 2014 puis se sont situés autour 1,2 Md€ par an entre 2015 et 2017. EDF investit globalement entre 10 et 12 Md€ par an, montant assez stable ces dernières années. Le principal choix d’EDF a été de faire porter cet effort par des cessions d’actifs (parc immobilier Sofilo, Dunkerque LNG, RTE, EDF Polska…) plutôt que par un accroissement de l’endettement. Ces investissements sont à apprécier au regard des gains attendus, pondérés des risques de non-réalisation ou de retard :

  • Hinkley Point est un investissement élevé de 24 Md€. La CGT s’était d’ailleurs mobilisée pour que le projet soit décalé de quelques années. Néanmoins, il est contrebalancé par une garantie de revenu (CfD) de 92,50 £/MWh pendant trente-cinq ans;
  • Linky est un investissement de 5,7 Md€ qui a été imposé à l’entreprise. Il est intégralement couvert par la régulation (TURPE3) avec un compte régulé de lissage, rémunéré et apuré au fur et à mesure des gains de productivité générés par Linky d’ici à 2030;
  • le « grand carénage » est un investissement de l’ordre de 50 Md€ (financé par les recettes courantes) qui permet de poursuivre l’exploitation du parc nucléaire actuel entre dix et vingt ans, rapportant pour chaque réacteur entre 1 et 3 Md€ (selon les hypothèses de prix de marché) si les centrales poursuivent leur exploitation.

L’industrie nucléaire est désormais fortement exposée au marché alors que les autoroutes, les réseaux d’assainissement, les aéroports, les réseaux de transport et de distribution d’électricité et de gaz sont régulés. Sans ces régulations, aucun acteur n’accepterait d’investir un centime sans garantie de revenu. Même des actifs à vie plus courte, comme le photovoltaïque ou l’éolien, bénéficient d’une garantie de prix sur vingt ans.

La scission d’EDF : faire les yeux doux aux marchés
Les problématiques de valorisation boursière sont les raisons fondamentales avancées pour justifier les projets de démantèlement : profil de risque d’EDF dépendant fortement de questions comme le démantèlement des centrales; endettement jugé excessif dès lors qu’il dépasse la valeur arbitraire de 2,5 fois l’EBITDA ; opportunités de hausse de la valorisation boursière du titre d’EDF SA et, par la suite, plus-values potentielles pour l’État. En fait, le seul argument économique sérieux porte sur les besoins d’investissements considérables d’EDF qui ont été évoqués plus haut.
Il faut toutefois relativiser cet enjeu, car la signature d’EDF sur le marché obligataire reste bonne, et l’augmentation de capital de 2017 a été presque deux fois sursouscrite (1,9 Md€ pour 1 Md€ proposé). Par ailleurs 83,5 % du capital d’EDF appartiennent à l’État, ce qui est une garantie pour les investisseurs. Garantir dans le même temps des dividendes élevés et une valorisation boursière du titre est peu compatible avec les besoins d’une entreprise comme EDF, nécessitant des investissements de service public très lourds et à très long terme. Cela incite à rechercher des modes de financement alternatifs, comme le porte la CGT à travers sa proposition de pôle financier public, articulé autour de la Caisse des dépôts et consignations et de la banque publique d’investissement BPI France, institutions qui devraient être mises à contribution pour financer les investissements d’EDF comme le fait la banque allemande KfW. Si l’on considère qu’EDF a besoin de visibilité et d’une régulation sur ses investissements, la question de la scission n’est pas la solution, bien au contraire. Découper EDF et réguler le marché de l’électricité ne vont pas de pair. Cela pourrait créer de grandes difficultés.
À titre d’exemple, la direction commerce d’EDF bénéficie pour ses clients d’une priorité d’accès à la production du groupe, sans passer par le marché de gros. Qu’en serait-il demain avec une entreprise où le commercialisateur et le producteur seraient distincts ? Cette scission pourrait aussi créer de nouvelles désoptimisations dans les fonctions supports, dans l’ingénierie, dans la gestion intégrée du parc, et augmenter de facto les coûts.

Cinq propositions pour EDF et le secteur de l’énergie

      1. Revenir à un véritable service public de l’énergie en faisant coopérer les entreprises majeures du secteur qui en assurent la stabilité plutôt que d’en rechercher l’éclatement. La volonté du gouvernement, figé dans une vision libérale de l’économie, est aujourd’hui de démanteler EDF en séparant le nucléaire, les réseaux et les autres activités d’EDF pour pouvoir céder des pans entiers d’activités au privé. L’avenir d’EDF, comme du secteur énergétique, repose au contraire sur une nouvelle articulation entre toutes les activités permettant la production, le transport et la distribution d’énergie. Les nouvelles caractéristiques de la production articulant le niveau national et territorial, la capacité et la volonté des consommateurs à intervenir pour réduire les écarts entre production et consommation transforment le rôle des réseaux et nécessitent des interactions toujours plus fortes entre gestionnaires de réseaux, producteurs, territoires et consommateurs.
      2. Rendre opérante la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), la recherche des moyens les plus efficaces pour réduire nos émissions de CO2 et les modes de financement des différentes filières de production et de stockage. Pour réduire réellement nos émissions de CO2 (celles de la France ont augmenté depuis 2016), il est nécessaire que la PPE soit volontaire et réaliste et utilise les bons leviers pour résoudre la difficile équation de la réponse aux besoins et aux défis environnementaux.
      3. Mettre sur pied des canaux spécifiques de financement de l’ensemble de la chaîne énergétique. Pour l’ensemble des filières de production, comme pour les réseaux de transport et de distribution, l’appel au marché financier coûte cher aux entreprises, alors que l’épargne disponible est importante. Des solutions nouvelles doivent être imaginées (utilisation sous garantie de l’État des fonds de réserve de l’assurance vie, de l’épargne salariale, participation des électro-intensifs…) à l’image de la banque allemande KfW, qui dispose de centaines de milliards d’euros à taux réduits pour investir dans la transition énergétique. Les entreprises pourraient investir massivement sans que cela pèse excessivement sur les tarifs de l’énergie afin de financer les réseaux, lancer des programmes d’investissements à coût réduit dans les infrastructures de transport, la rénovation thermique des bâtiments, les filières renouvelables en gaz et en électricité, la rénovation du parc nucléaire, le nucléaire neuf et les technologies de stockage.
      4. Refaire de la tarification de l‘énergie un instrument de réponse aux besoins de développement de la filière. Repenser les modes de financement des investissements permettrait enfin de limiter les hausses de tarifs afin de rétablir le lien indispensable entre les tarifs réglementés qui nécessite une stabilité à long terme avec la capacité des producteurs à financer leurs investissements à long terme.
      5. Alors que les politiques menées ont fragilisé la sécurité énergétique de l’Europe et de la France, au moment où le GIEC tire la sonnette d’alarme et indique que respecter l’Accord de Paris nécessitera plus de nucléaire dans le monde, la France a une responsabilité particulière: mettre en place une véritable politique énergétique qui valorise ses atouts, ses savoir-faire, ses compétences et permette une appropriation sociale d’un secteur hautement stratégique pour l’économie et les usagers de notre pays. L’heure n’est surtout pas à un démantèlement d’EDF – qui signerait un point grave de non-retour – par la dislocation finale du modèle qui a fait ses preuves depuis soixante-douze ans.

     

  1. ARENH : accès régulé à l’électricité nucléaire historique.
  2. EBITDA (Earnings before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization) : en finance, le bénéfice d’une société avant que n’en soient soustraits les intérêts, les impôts et taxes, les dotations aux amortissements et les provisions sur immobilisations (mais après dotations aux provisions sur stocks et créances clients). Il s’agit d’un indicateur initialement développé aux États-Unis.
  3. TURPE : tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité.

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