QUATRIÈME PARTIE : BAISSER LE PRIX POUR UN PRODUIT DE PREMIÈRE NÉCESSITÉ
I. « L'ACCORD » ÉTAT-EDF DE NOVEMBRE 2023 : UNE NÉGOCIATION OPAQUE POUR UN DISPOSITIF QUI NE PROTÈGE NI EDF NI LES CONSOMMATEURS
Le 14 novembre 2024 s'est tenue à Bercy une conférence de presse commune entre Bruno Le Maire, ministre de l'Économie, et Luc Rémont, président-directeur général d'EDF. « Nous avons conclu ce matin un accord entre l'État et EDF, il pose les bases de la nouvelle régulation nucléaire française et fait entrer EDF dans le XXIe siècle » a affirmé le ministre. Cependant, cet « accord » a rapidement suscité des interrogations. Il ne pouvait en être autrement. Étant issu d'un processus de négociation restreint et opaque, le texte en question est un accord non contraignant, sans effet juridique. Son contenu s'articule autour de trois piliers mais risque d'être peu protecteur des consommateurs et d'exposer EDF au risque des prix bas. Par ailleurs, sa mise en oeuvre laborieuse laisse penser qu'il pourrait devoir être révisé à brève échéance.
A. UN PROCESSUS DE NÉGOCIATION RESTREINT ET OPAQUE
Le principe qu'un accord si déterminant pour l'avenir énergétique du pays soit négocié en toute opacité, sans aucune consultation, entre EDF et l'État ne peut qu'être critiqué.
1. Un étrange « huis clos » entre EDF et son actionnaire, l'État
Le premier aspect qui interpelle la commission d'enquête est le caractère restreint et opaque des négociations. Compte-tenu des enjeux considérables associés à la réflexion autour du nouveau cadre de régulation de la production nucléaire, la commission d'enquête ne manque pas de s'interroger sur les raisons « inavouées » du choix qui a été fait par le Gouvernement, celui d'un huis clos avec EDF à l'abris des regards, de l'ensemble des autres acteurs du secteur, des consommateurs et de la Représentation nationale. Ce choix apparaît à maints égards comme contestable et contre-productif tant le texte issu d'un tel déni démocratique ne pouvait que rester entaché par ce « péché originel ».
Les négociations de l'accord ont ainsi été conduites, principalement à la fin de l'année 2022 et, à un rythme plus régulier, tout au long de l'année 2023, entre des représentants d'EDF et de son actionnaire, l'État. Du côté de l'État, les services du ministère de la transition écologique, avec en première ligne le cabinet de la ministre et la direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) avaient pour mission d'expertiser les modèles d'organisation du système électrique national envisageable à compter de 2026.
Plusieurs services du ministère chargé de l'économie et des finances étaient également très fortement impliqués dans ces négociations. L'Agence des participations de l'État (APE) défendait les intérêts de l'État actionnaire et, à ce titre, s'est efforcée de faire prévaloir les enjeux relatifs aux perspectives financières du groupe EDF. La direction générale des entreprises (DGE) devait quant à elle s'assurer de la prise en considération des intérêts de l'industrie française dans une perspective d'exacerbation des enjeux de compétitivité à l'échelle internationale en raison de la divergence des prix de l'électricité entre pays. De façon plus ponctuelle, en fonction des thématiques abordées, d'autres services du ministère chargé de l'économie et des finances ont aussi participé aux réflexions. Il s'agit principalement de la direction générale du trésor, de la direction du budget, de la direction des affaires juridiques ou encore de la direction de la législation fiscale. Les ministres, essentiellement à la fin du processus (à l'automne 2023), mais aussi à des moments charnières des négociations, se sont impliqués dans les discussions, le cas échéant dans le cadre d'échanges directs avec le président directeur général (PDG) du groupe EDF.
Côté EDF, la négociation a impliqué un grand nombre de services du groupe, au premier rang desquels la direction en charge du pôle clients, services et territoires. Le PDG lui-même s'est par ailleurs régulièrement investi directement.
La délégation interministérielle au nouveau nucléaire (DINN) a aussi participé aux négociations notamment en raison des incidences financières du programme de renouvellement du parc électronucléaire français.
Sur les sujets portant sur les contrats de long terme, des organisations représentatives des industriels français ont par ailleurs été conviées à certaines réunions d'échanges.
La commission a été très frappée par le secret qui a présidé à ces réflexions. Nombreuses sont les parties prenantes du secteur de l'électricité à s'en être émues auprès d'elle.
Pourtant, tout aurait pu se passer très différemment. Ces discussions auraient pu, et auraient dû, impliquer un périmètre beaucoup plus large de parties prenantes et être débattues de façon transparente. Il existait même un précédent : la commission dite « Champsaur » mise en place en novembre 2008 dans la perspective d'objectiver les pistes de réforme de l'organisation du système électrique national. Présidée par Paul Champsaur732(*), cette commission, à la composition large, avait auditionné l'ensemble des acteurs du secteur avant de publier un rapport en avril 2009733(*). Outre son président, cette commission était composée de quatre parlementaires (deux députés et deux sénateurs)734(*) ainsi que de quatre experts et personnalités qualifiées735(*).
Cette méthode a eu deux vertus essentielles. D'une part, elle a permis d'élargir le spectre de la réflexion et de prendre en considération les avis et les intérêts de tous les acteurs impliqués par les réformes à venir. D'autre part, elle a assuré, à travers la publication du rapport de la commission, la présentation transparente de la documentation et de l'objectivation de l'ensemble des enjeux et implications des transformations envisagées. Les données de la problématique et le spectre des solutions possibles étaient exposés en pleine lumière, accessibles aux citoyens et aux consommateurs d'électricité.
Tout était prêt pour mettre en oeuvre une méthode comparable. Dès novembre 2022, le cabinet de la ministre de la transition énergétique avait en effet rédigé une note qui proposait de façon extrêmement détaillée la composition, le fonctionnement, et les travaux de la future commission736(*). À l'instar de la commission Champsaur, des sénateurs et des députés auraient été membres de cette instance. Cette note ajoutait à l'intention des décideurs « qu'une telle commission apporterait de la crédibilité aux positions retenues, au niveau national comme européen, et assurerait la construction d'un consensus avec les parties prenantes du secteur ».
Lors de son audition devant la commission d'enquête, Pierre Jérémie, à l'époque directeur de cabinet adjoint de la ministre de la transition énergétique, a indiqué que cette dernière en avait validé le principe. Cependant, malgré l'insistance du ministère de la transition énergétique, cette perspective a été rejetée à plusieurs reprises lors de réunions interministérielles. En constituant la présente commission d'enquête, le Sénat a ainsi accompli ce que le Gouvernement aurait dû prendre l'initiative de faire voici de cela un an et demi.
2. Le Gouvernement a délibérément choisi de faire primer le désendettement d'EDF sur l'intérêt des consommateurs
Les indicateurs financiers d'EDF ont été particulièrement bouleversés par la crise des prix de l'énergie et les incidences sur sa situation financière des mesures exceptionnelles décidées par le Gouvernement pour y faire face (majoration du plafond d'Arenh en 2022, bouclier tarifaire, etc.). Les évolutions observées sont telles qu'elles rendent la situation et les perspectives financières du groupe peu lisibles.
Évolution du chiffre d'affaires et de l'EBITDA du groupe EDF (2020-2023)
(en milliards d'euros)
Source : commission d'enquête, d'après les comptes financiers d'EDF
L'élément le plus préoccupant des perspectives financières du groupe EDF est sans aucun doute le niveau de son encours de dette. La dette financière nette du groupe a ainsi culminé à 64,5 milliards d'euros en 2022 en raison, d'une part, de la crise de la corrosion sous contrainte qui a très sensiblement affecté la production de son parc nucléaire et, d'autre part, de la décision du Gouvernement de majorer de 20 TWh le plafonnement du volume d'Arenh. En pleine crise et alors que les prix de l'électricité flambaient, ces deux évènements ont contraint EDF à acheter d'importants volumes d'électricité à un prix très élevé sur les marchés de gros, d'une part, pour approvisionner ses propres clients et, d'autre part, pour fournir le surplus de 20TWh d'Arenh.
En 2023, la dette d'EDF s'est repliée à 54,4 milliards d'euros, un montant qui demeure extrêmement élevé et qui a pesé de tout son poids dans le processus de négociation de l'accord de novembre 2023.
Évolution de la dette financière du groupe EDF (2020-2023)
(en milliards d'euros)
Source : commission d'enquête, d'après les comptes financiers d'EDF
À la lecture des documents de travail produits par l'administration tout au long du processus de négociation, il apparaît très explicitement que le critère de l'amélioration de la situation financière d'EDF à moyen long terme a très largement pris le pas sur tous les autres, tels que l'objectif de rapprocher les prix des coûts de production, d'assurer un prix compétitif aux consommateurs ou encore de protéger ces derniers contre les aléas des marchés de gros de l'électricité. L'ensemble de ces critères ont été ainsi en quelque sorte sacrifiés au profit du désendettement du groupe EDF.
La commission d'enquête ne nie pas l'enjeu absolument essentiel pour l'avenir du système électrique national de garantir une trajectoire financière soutenable sur le long terme au groupe EDF. Cependant, il n'est pas acceptable que le choix délibéré de faire peser le désendettement d'EDF sur la facture des consommateurs ait été pris sans aucune consultation et sans en référer au Parlement.
En effet, la volonté de faire primer le désendettement d'EDF sur l'intérêt des consommateurs a déterminé l'ensemble du processus de négociation, justifié l'abandon de certaines options. Elle a conduit à un choix de modèle qui est celui d'une non régulation exposant les consommateurs et EDF aux aléas du marché dans des proportions très supérieures à la situation actuelle.
3. Pourquoi les options soutenues par l'État, au premier rang desquelles le CfD, ont-elles été abandonnées au profit du modèle souhaité par EDF ?
Au fur et à mesure des discussions, plusieurs dispositifs ont été étudiés. L'État a successivement mis sur la table, défendu puis retiré, principalement semble-t-il en raison de l'opposition forte d'EDF, plusieurs modèles visant à réguler la vente de la production du parc nucléaire historique. Ce processus s'est achevé en novembre 2023 avec l'abandon final du dernier modèle qui avait été envisagé par l'État au profit de la solution qui était depuis le début défendue par EDF, à savoir un modèle dérégulé assorti d'un dispositif fiscal de captation si les revenus tirés par le groupe de son parc nucléaire venaient à dépasser des seuils très nettement supérieurs à ses coûts complets de production. Ce dispositif d'encadrement a minima des revenus de la production nucléaire d'EDF, nettement moins ambitieux que tous les autres modèles envisagés, s'accompagne d'engagements non contraignants du groupe relatifs à sa politique commerciale visant à développer des contrats de fourniture et d'allocation de production sur des périodes de moyen et de long terme.
a) Pourquoi le CfD, qui a longtemps été le premier choix de l'État, a-t-il été abandonné ?
Dans les instances européennes, le Gouvernement a négocié avec acharnement et constance la possibilité de pouvoir mettre en place un CfD sur les moyens de production décarbonés déjà construits, au premier rang desquels le parc électronucléaire français en exploitation. Si le Gouvernement a consacré autant d'efforts à obtenir ce succès, à maints égards inespéré, c'est parce qu'il a longtemps eu la conviction qu'il était dans l'intérêt du pays d'encadrer, à compter de 2026, la production du parc nucléaire historique français par un dispositif de CfD bidirectionnel, c'est-à-dire, en pratique, un mécanisme garantissant un prix plancher de vente garanti pour EDF et un prix plafond pour les consommateurs737(*).
La commission d'enquête rappelle que le CfD a aussi été, jusqu'en 2022, le modèle défendu par EDF. Quand et pour quelles raisons cette hypothèse, qui a longtemps fait consensus et qui était soutenue par une proportion très large des parties prenantes du système électrique, a-t-elle été finalement abandonnée ?
Le point de bascule se situe en 2022, année au cours de laquelle EDF change complètement de position sur la question. De défenseur d'un CfD sur son parc nucléaire historique, le groupe en devient le principal pourfendeur. Pourquoi un tel basculement ? La commission d'enquête a maintes fois cherché à identifier les raisons profondes de ce revirement sans parvenir réellement à les identifier.
Le seul argument officiellement invoqué par le groupe est très fragile et n'explique pas le « changement de pied » de 2022 puisqu'il préexistait à cet évènement. Il s'agit de la crainte que la Commission européenne n'impose à EDF des contreparties en matière organisationnelle, appelés « remèdes », en clair que réapparaisse le projet de réorganisation du groupe EDF dit « Hercule ». Malgré ses demandes répétées à EDF et au Gouvernement, la commission d'enquête n'a jamais pu obtenir d'éléments tangibles qui viendraient concrètement étayer cette crainte ou le fait qu'elle serait plus prononcée aujourd'hui qu'elle ne l'était avant 2022.
Du reste, dans le cadre du projet « Hercule », ce sont l'État et EDF, eux-mêmes, qui proposaient une réorganisation d'ampleur du groupe qui supposait de mettre en place un dispositif de CfD sur le parc nucléaire existant. Ce n'était pas le CfD qui imposait « Hercule », mais « Hercule » qui supposait un CfD. D'ailleurs, à aucun moment, les interlocuteurs de la commission d'enquête n'ont pu faire valoir des éléments concrets par lesquels la Commission européenne aurait marqué une hostilité de principe au CfD, a fortiori dans le contexte de la réforme européenne du marché électrique.
Il est même permis de considérer raisonnablement que la crainte de contreparties structurelles d'ampleur est aujourd'hui moins justifiée puisque la récente réforme européenne du marché de l'électricité renforcera la présomption de conformité d'un CfD sur le parc nucléaire historique français au regard du droit européen des aides d'État.
La commission d'enquête note qu'une autre explication a peut-être joué de façon plus sensible dans le revirement d'EDF. Un dispositif de CfD, s'il sécurise le producteur en cas de prix bas, réduit ses ressources dans l'hypothèse de prix de marchés durablement supérieurs à ses coûts complets de production.
La commission constate que l'année 2022 au cours de laquelle EDF a fait évoluer sa position sur le CfD est aussi celle de l'acmé de la crise dite « des prix de l'énergie ». Au cours de cette année, les prix de marchés de l'électricité se sont envolés et les trajectoires de long terme ont été complètement réévaluées dans des proportions qui n'étaient absolument pas imaginables en 2021 auparavant. À partir de 2022, la plupart des experts anticipaient que les prix de l'électricité resteraient structurellement élevés, à des niveaux au moins deux à quatre fois supérieurs aux prix qui étaient observés avant la crise et qui avoisinaient les 50 euros le MWh.
Aussi, dans l'hypothèse d'un maintien durable des prix de marchés à un niveau aussi nettement supérieur aux coûts complets d'EDF, un modèle dérégulé lui permettant de vendre sa production aux prix de marchés était-il susceptible de permettre au groupe de dégager des moyens financiers supplémentaires, d'une part, pour se désendetter et, d'autre part, pour couvrir ses besoins d'investissements à venir.
En définitive, d'après les éléments qu'a pu consulter la commission d'enquête, il apparaît que la solution du CfD sur le parc nucléaire existant est définitivement abandonnée à la fin du premier semestre 2023. La raison principale invoquée étant l'opposition résolue de la direction d'EDF à un tel schéma qui supposerait une régulation des conditions de vente de sa production nucléaire, qu'elle souhaitait pouvoir maîtriser pleinement. Cette opposition a été exprimée de façon ferme et constante, à partir de la fin de l'année 2022, par EDF. Face à une position exprimée avec autant de fermeté par le groupe EDF, il n'est pas exclu que le Gouvernement ait préféré s'épargner une potentielle crise de gouvernance à la tête d'une entreprise publique si stratégique.
b) Après l'abandon du CfD, l'État s'est rangé au modèle demandé par EDF
Après le renoncement au modèle de référence sur lequel il avait concentré ses analyses pendant plusieurs mois, l'État a dû se replier sur d'autres options. Il a ainsi expertisé plusieurs scénarios dans lesquels les prix de vente de la production nucléaire d'EDF auraient été plafonnés de façon stricte à un montant donné exprimé en euros par MWh. De nombreuses modélisations ont été effectuées pour en analyser les conséquences prévisionnelles sur la situation financière d'EDF.
À l'automne 2023, la position de l'État s'est finalement cristallisée autour d'un modèle qualifié par les négociateurs de « scénario État ». Ce modèle prévoyait qu'une part de la production annuelle du parc nucléaire historique équivalente aux volumes actuellement exposés au prix de l'Arenh (42 euros par MWh), c'est-à-dire 270 TWh par an, serait vendue par EDF à un prix de 70 euros par MWh. Dans ce scénario, le reste de la production nucléaire d'EDF n'aurait pas fait l'objet de régulation, le groupe pouvant la commercialiser librement.
EDF opposait à ce scénario son propre modèle, défendu avec constance depuis le début de l'année 2023 moyennant des évolutions des niveaux de seuils envisagés. Ce modèle est celui d'un taux de captation appliqué au-delà d'un certain niveau de revenus perçus par l'entreprise sur la vente de sa production nucléaire. En octobre 2023, ce scénario prévoyait un taux de prélèvement de 90 % appliqué au-delà d'un niveau de revenus de 100 euros par MWh.
En octobre 2023, les modélisations réalisées à partir des trajectoires de prix de gros estimées par RTE comme par EDF démontraient, d'après les expertises réalisées tant par les services du ministère de l'économie et des finances que par ceux du ministère de la transition énergétique, que le « scénario État » assurait la soutenabilité financière de long terme d'EDF. Un autre des enseignements de ces modélisations était que ce modèle était très significativement plus protecteur pour les consommateurs que la proposition d'EDF. C'était le cas pour tous les consommateurs, mais tout particulièrement pour les entreprises industrielles n'ayant pas la dimension suffisante pour signer des contrats de long terme d'allocation de production nucléaire (CAPN). Pour autant, EDF a vivement récusé le « scénario État » en remettant en cause les expertises de l'administration, considérant que ce modèle ne lui permettrait pas d'assurer sa soutenabilité financière de long terme.
L'ultime phase des négociations s'est déroulée directement entre les ministres et la direction d'EDF sans que ces échanges n'aient, à la connaissance de la commission d'enquête, fait l'objet de compte-rendu. Aussi, les motivations de la décision finale restent-elles difficiles à objectiver.
* 732 Haut fonctionnaire ayant dirigé successivement l'Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE), l'Autorité de régulation des communications électroniques et des postes (ARCEP) et l'Autorité de la statistique publique.
* 733 Rapport de la commission sur l'organisation du marché de l'électricité, Paul Champsaur, avril 2009.
* 734 Les députés François Brottes et Jean-Claude Lenoir, les sénateurs Jean-Marc Pastor et Ladislas Poniatowski.
* 735 Jean Bergougnoux, Martin Hellwig, Daniel Labetoulle et Jacques Percebois.
* 736 Un projet de lettre de mission avait même été rédigé.
* 737 Ces prix pouvant être identiques ou différents dans l'hypothèse d'un corridor de prix.