Hercule: Le projet à combattre, François Dos Santos*

Le gouvernement et la direction d’EDF préparent le projet Hercule, dernière étape en date dans un processus de libéralisation qui n’a apporté de bénéfices ni aux usagers, ni à l’entreprise, ni au développement du parc de production  d’électricité, ni à la sécurité d’approvisionnement.
Retour sur les principales étapes de cette libéralisation.
*François DOS SANTOS est secrétaire du CCE d’EDF.

Depuis la fin des années 1990,  le secteur de l’énergie a fait  l’objet d’une libéralisation  à marche forcée, sous l’impulsion de la Commission européenne et des gouvernements successifs, alors même que l’électricité française était  l’une des moins chères d’Europe et  qu’il n’y avait pas de demande des usagers pour un tel processus.
Pour pouvoir mener à bien cette libéralisation, il a fallu permettre aux producteurs d’avoir accès au réseau  de transport (lignes à très haute tension),  d’où la création de la société  RTE, d’abord comme service autonome  d’EDF puis comme filiale, à  partir de 2005. De la même manière,  afin d’ouvrir à la concurrence le marché  de la fourniture pour les particuliers et les entreprises, il a fallu séparer les réseaux de distribution,  avec la création d’ERDF (devenue  depuis, Enedis) en 2008.
Ainsi, pour toute prestation, plutôt  qu’un interlocuteur unique, c’est  désormais le fournisseur d’électricité  (EDF, Direct Énergie, Leclerc…) qui  contacte Enedis puis qui réalise l’intervention chez l’usager. Un intermédiaire  supplémentaire qui, de  fait, allonge les délais et multiplie  les coûts.
Cette séparation d’EDF, RTE et Enedis  a nécessité de lourdes modifications  des systèmes informatiques pour  les rendre indépendants, la création de certains doublons (une interface  à RTE et à Enedis pour répondre aux  demandes des différents fournisseurs),  sans compter la nécessité de  créer des fonctions supports dédiées à chaque entreprise. Cette démutualisation  a eu un coût important,  jamais évalué, mais qui correspond probablement à plusieurs milliards  d’euros.  Et, bien évidemment, on a séparé les  services communs à EDF et à Gaz de France, afin de faire de Gaz de France  le premier gros concurrent d’EDF dans l’électricité, et inversement.
PRIVATISATIONS
Toutefois, la plupart des fournisseurs d’électricité (ceux qui vendent l’électricité)  n’étaient pas producteurs. Ils  devaient acheter leur électricité principalement  à EDF, mais aussi à d’autres  producteurs publics. L’État a donc procédé à la privatisation de ces autres producteurs publics : CNR  (vendue à Suez), SHEM (producteur  hydraulique anciennement propriété de la SNCF, vendue à Suez), SNET  (producteur thermique, anciennement  propriété des Charbonnages  de France, vendue à Endesa puis à  E.ON, puis à Uniper et aujourd’hui  à EPH). Ce sont ainsi 7 GW de puissance  installée en France qui ont été  vendus pour construire, de toutes  pièces, les premiers concurrents  d’EDF.
C’est aussi dans ce contexte qu’une Bourse s’est créée, régie par l’offre et la demande, où l’électricité est  négociée comme dans toute plateforme de trading, avec des fluctuations très fortes et assez peu de visibilité  sur les prix à long terme. Ainsi, au  début de la décennie les prix étaient  de l’ordre de 70 €/MWh, ils ont chuté,  à moins de 40 €/MWh entre 2015 et 2017, puis sont remontés à autour de 60 € fin 2018. Pourtant, les coûts  de production d’EDF n’ont pas fluctué  du simple au double sur cette période.  S’en remettre au prix de marché, c’est prendre le risque, si le prix est trop  bas, de ne pas couvrir ses coûts, et  donc purement et simplement de devoir fermer ou vendre les centrales;  ou si le prix est bien supérieur aux  coûts, de créer des rentes indues pour les différents producteurs.
C’est la raison pour laquelle très peu  de centrales ont été construites en  France depuis l’ouverture à la concurrence et la création du marché.  Essentiellement des cycles combinés  gaz : Dunkerque, Fos-sur-Mer et  Montoir pour Engie; Pont-sur-Sambre et Toul pour Poweo, aussitôt revendus à l’allemand Verbund, puis au fonds  KKR pour finir entre les mains de Total ; Saint-Avold pour Uniper, revendus à EPH puis à Total.
Malgré cela, les fournisseurs alternatifs  à EDF considèrent qu’ils ne disposent  pas suffisamment de moyens de production, et surtout qu’ils ne sont pas  suffisamment compétitifs par rapport à la production nucléaire d’EDF. Ils  ont donc obtenu, avec l’assentiment  de l’État, de bénéficier de 25 % de la  production nucléaire d’EDF (100 TWh,  soit 1 milliard de kilowattheures) à  un prix garanti de 42 €/MWh. Ce dispositif s’appelle ARENH (accès  régulé à l’électricité nucléaire historique).  Ainsi, on protège les concurrents des fluctuations du marché en  les subventionnant indirectement.  Le système est pernicieux, car si les  prix du marché sont supérieurs à 42 €/MWh, ils achètent l’électricité à EDF à 42 €; si les prix sont inférieurs,  ils achètent cette même électricité au prix du marché. En définitive, le préjudice économique pour EDF  s’évalue autour de 10 milliards d’euros pour ce dispositif.
Dans le cadre de la loi « énergie climat  », les députés ont voté le passage  de 100 à 150 TWh de l’ARENH, aggravant ce phénomène. Le prix de 42 €/MWh est, lui, figé depuis près de dix ans, ne tenant même pas  compte de l’inflation. Le dispositif  ARENH, censé exister en attendant que les concurrents construisent  leurs propres centrales, atteint l’objectif inverse car pratiquement aucune centrale n’a été construite depuis  2011. Direct Énergie et Poweo ont  suspendu tous leurs projets quand  ils ont su que l’ARENH allait être mis  en place.
C’est essentiellement via cette subvention indirecte que les concurrents d’EDF arrivent à réaliser une marge  dans leurs activités de vente d’électricité  et promettre au consommateur un prix plus bas que le tarif réglementé.  Ce n’est donc pas la prétendue efficacité que permet la concurrence  toujours et partout qui permet la baisse des prix : il s’agit tout simplement d’un détournement des fonds du service public d’EDF.
On privatise dans « Vert » les activités avec des revenus garantis : Enedis bénéficie du TURPE, EDF Renouvelables bénéficie de contrats d’achat à prix garantis pour quinze à vingt ans sur ses projets photovoltaïques ou éoliens…
… et dans « Bleu », les activités nucléaires et thermiques d’EDF restent détenues par l’État et jouent la redistribution de la rente des ouvrages amortis à tous les fournisseurs privés.
UNE NOUVELLE ÉTAPE  DU DÉMANTÈLEMENT
Le projet Hercule, annoncé par le président d’EDF en 2019 – en fait  Emmanuel Macron en avait parlé dès 2016, alors qu’il était ministre de l’Économie –, n’est que le coup final porté à l’entreprise EDF. Il a été suivi très rapidement par des banques d’affaires comme UBS, Natixis, Oddo, qui ont émis de nombreux  scénarios sur la valorisation  financière d’une scission, indépendamment de tout intérêt stratégique  ou industriel.
Premier point. On interdit à EDF d’être à la fois producteur et commercialisateur de son électricité, de  manière que les autres fournisseurs bénéficient de la production d’EDF  bien au-delà des 100 TWh actuels  (ARENH). La direction Commerce  d’EDF et ses 8500 salariés se retrouvent filialisés et devront passer par le marché pour fournir leurs clients. On pérennise et rend irréversible le dispositif ARENH, qui devait pourtant s’arrêter en 2025. On prend acte du  fait que les concurrents d’EDF ne construiront jamais de centrales et on demande aux activités nucléaires et thermiques d’EDF (nom de code :  EDF Bleu) d’être assureur du système pour que les libéraux puissent jouer en Bourse avec les kilowattheures sans  se soucier des conséquences pour  l’outil industriel.
Alors que le prix de l’électricité est  constitué d’un tiers de taxes, d’un  tiers d’accès au réseau (coûts identiques quel que soit le fournisseur),  on met tous les fournisseurs sur un  pied d’égalité en termes d’approvisionnement  en énergie. Ainsi, le fait  d’être à la fois producteur et commercialisateur ne donne plus d’avantage sur le tarif. La part du prix « à la main» du commercialisateur représenterait à peine 5 % et est essentiellement la marge commerciale et les coûts commerciaux (système d’information et de facturation, conseillers  clientèles…). Il est certain que le  modèle EDF avec 5000 conseillers,  tous basés en France, et des équipes  « solidarité » en lien avec les publics précaires et les assistantes sociales n’a pas d’avenir face à une machine à fabriquer du dumping social : délocaliser  les centres d’appels à l’étranger  (comme Engie) ou tout faire faire en ligne par l’usager.
Deuxième point. On met dans une holding distincte (nom de code : EDF  Vert) notamment Enedis, EDF  Renouvelables, Dalkia, la direction  Commerce d’EDF, les activités d’outre-mer et de la Corse d’EDF, et l’on  introduit en Bourse 35 % du capital.
Troisième point. On maintient dans EDF Bleu les activités de production nucléaire et thermique. L’avenir de  l’hydraulique, toujours sous le coup d’une volonté européenne de privatisation  des concessions, est toujours inconnu et n’a pas de lien avec le projet Hercule. L’avenir de la production électronucléaire française,  dont la décision de renouvellement  du parc ne doit pas intervenir avant 2021, n’a pas non plus de rapport avec Hercule.
QUI EST GAGNANT?
C’est avec une visée essentiellement  financière qu’a été construit ce projet.
On privatise dans « Vert » les activités qui ont des revenus garantis : Enedis bénéficie du TURPE (tarif d’utilisation des réseaux publics, fixé par  l’État tous les quatre ans), EDF Renouvelables bénéficie de contrats d’achat à prix garantis pour quinze à vingt ans sur ses projets photovoltaïques ou éoliens, Dalkia est partie prenante dans des délégations de  service public qui garantissent les  recettes ; et les activités d’outre-mer et de la Corse d’EDF sont totalement  régulées, puisque le marché n’y est pas ouvert à la concurrence.
De l’autre  côté, « Bleu » reste détenu par l’État et joue la redistribution de la rente des ouvrages amortis à tous les fournisseurs privés, tout en portant seul le risque financier du renouvellement de l’outil de production français.  Les activités à retour sur investissement très rapide et garanti, pour le  privé; les activités à retour sur investissement plus long mais à forte valeur  économique et sociale, pour le public.
Ce projet n’a aucun intérêt ni pour l’entreprise EDF, ni pour ses salariés, ni pour les usagers de l’électricité.  Elle ne permet pas de baisse du prix de l’électricité par rapport à la situation  actuelle. Elle ne permet pas de garantir les investissements futurs dans le parc de production.

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