Électricité de France

Un article de Wikipédia, l'encyclopédie libre.
Aller à : navigation, rechercher
Page d'aide sur les redirections « EDF » redirige ici. Pour les autres significations, voir EDF (homonymie).

Électricité de France

Description de l'image  EDF2011.png.
Création 8 Avril 1946
Dates clés 2004 : transformation en SA
2005 : introduction en bourse
Forme juridique Société anonyme avec PDG et conseil d'administration
Siège social Drapeau de France Avenue de Wagram
75008 Paris (France)
Direction Henri Proglio, actuel président
Actionnaires 1. État Français : 84,48 %
2. Institutionnels : 13,10 %
3. Salariés : 2,39 %
4. Autocontrôle : 0,03 %1
Activité Fourniture d'énergie et services
Produits Électricité, gaz
Filiales ERDF
Effectif 158 842
Site web www.edf.com
Capitalisation 32,46 milliards d'euros (14 septembre 2012)2
Dette en diminution 33,7 Mds€ 31/06/12
Chiffre d’affaires en augmentation 75,6 Mds€ (2013)3
en augmentation + 4,7% vs 2012
Résultat net en augmentation 3,6 Mds€ (2013)
en augmentation + 7,4% vs 2012

Électricité de France (EDF) est le premier producteur et fournisseur d'électricité en France et dans le monde4.
En 2012, sur un chiffre d'affaires de 71,7 milliards d'euros, EDF en a réalisé 46,2 % hors de France5.

L'établissement public à caractère industriel et commercial EDF a été créé par Marcel Paul (PCF) avec le soutien de Maurice Thorez (PCF) le par la nationalisation des biens de 1 450 entreprises de production, de transport et de distribution d'énergie électrique6. Il hérite de l'investissement électrique massif réalisé entre-deux guerres, qu'il accroît encore pendant la période des Trente Glorieuses.

L’entreprise a introduit 15 % de son capital à la Bourse de Paris le 21 novembre 2005 après avoir changé de statut le 19 novembre 2004, devenant une société anonyme à capitaux publics7.

L'énergie nucléaire représentait 79,6 % de sa production en 20118, grâce à un parc composé des 58 réacteurs nucléaires en fonctionnement en France9,10 et de 15 réacteurs au Royaume-Uni11.

Sommaire

Le groupe EDFmodifier | modifier le code

Siège d'Électricité de France, 22-30 avenue de Wagram, Paris 8e arr.

Histoiremodifier | modifier le code

Avant EDF, l'engouement boursier pour l'électricité entre-deux guerres, dopé par la multiplication par huit de la production hydro-électrique dans les années 1920, a engendré un besoin d'Interconnexion électrique et débouché sur une forte concentration du secteur, dominé par L'Union d'électricité, leader français avec 2 milliards de francs d'actifs en 1939, devant L'Énergie industrielle et ses 1,3 milliard de francs. Pendant la période des Trente Glorieuses qui suit la Seconde Guerre mondiale, un nouvel effort massif d'investissement est réalisé, dans l'hydroélectricité dans les années 1950, puis dans le nucléaire dans les années 1970.

En 2009, EDF crée l'Observatoire Energies d’Entreprises. Il s'agit d'un espace de réflexion autour des problématiques énergétiques actuelles12. En s’appuyant sur la contribution d’experts pluridisciplinaires13, l’Observatoire aide entreprises à comprendre les évolutions du marché de l’énergie14 15 16.

Le EDF et Veolia ont officialisé un projet d'accord pour se partager et co-diriger Dalkia, entreprise spécialisée dans les services énergétiques17.

Les métiers d'EDFmodifier | modifier le code

EDF est spécialisé dans l'ensemble du processus de production et de distribution de l'électricité, de la conception des centrales électriques à la distribution aux particuliers18.

Ingénierie, production, négocemodifier | modifier le code

En matière d'ingénierie, ses métiers comprennent l'ensemble des procédés allant de la fabrication de nouvelles centrales à la déconstruction des structures anciennes, en passant par l'exploitation et l'entretien des outils de production de l'électricité.

EDF est également une entreprise de négoce d'énergie, vendant ou achetant de l'électricité en fonction des besoins et de la production.

Les réseaux de transport et de distributionmodifier | modifier le code

Article détaillé : Réseau électrique.

Il est usuel de distinguer dans l'organisation des réseaux électriques deux grands niveaux fonctionnels d'un point de vue technique :

Réseau de transportmodifier | modifier le code

Le Transport est caractérisé par :

  • un réseau exploité maillé à des niveaux de tension élevés appelé réseau HTB allant de 63kV à 400 kV pour le territoire français et européen,
  • sur lequel sont raccordées les grosses installations de production (plusieurs dizaines à plusieurs centaines de MW), les gros consommateurs industriels et les distributeurs.
  • une responsabilité quant à la réalisation en temps réel de l'équilibre offre-demande et à la gestion des interconnexions avec les systèmes voisins ;

En France, le réseau de transport d’électricité à haute tension (HT) et très haute tension (THT) représente 100 000 km de lignes. Cette partie est gérée par RTE, le gestionnaire du réseau français d'électricité, dans le cadre d'un cahier des charges du Réseau Public de Transport. RTE agit en tant que gestionnaire d’infrastructure indépendant dans sa gestion quotidienne tout en restant dans le groupe EDF.

RTE est depuis le 1er septembre 2005 une filiale d'EDF SA, conformément aux exigences européennes de séparation juridique des gestionnaires de réseau de transport. Les statuts de RTE ont fait l'objet d'une approbation par décret et contiennent des dispositions spécifiques (forme des organes de direction19, protection des cadres dirigeants20) destinées à garantir l'indépendance de gestion de la filiale. Conformément aux dispositions européennes, l'actionnaire dispose d'un droit de supervision économique destiné à protéger ses intérêts patrimoniaux ;

Réseau de distributionmodifier | modifier le code

La Distribution, caractérisée par :

  • une exploitation du réseau en général non maillée à des niveaux de tension plus faibles (15, 20 ou 30 kV pour le réseau HTA de distribution) ;
  • sur lequel sont éventuellement raccordées de petites installations de production (jusqu'à quelques dizaines de MW) et la plupart des consommateurs ;
  • une responsabilité limitée à la continuité et à la qualité de la fourniture, mais pas à l'équilibre offre demande et en général pas d'influence sur les interconnexions internationales.

En France, le réseau de distribution à moyenne et basse tension représente 1 200 000 km. Aux termes de la Loi de 190621 ce réseau est la propriété publique des communes ou syndicats de communes. Elles en assurent l'exploitation en régie, société d'économie mixte ou SICAE (cas minoritaire), ou en concédaient l'exploitation à EDF Gaz de France Distribution, service commun d'EDF et de Gaz de France, qui était l'unique concédant possible au terme de la loi de 1946.

Les dispositions européennes ayant prévu la séparation juridique des activités concurrentielles et des activités de gestionnaire de réseau de distribution, cela a entraîné la filialisation de ces activités depuis le 1re janvier 2008. ERDF, filiale d'EDF, et GrDF, filiale de Gaz de France Suez, ont repris ce rôle. Leurs activités opérationnelles sont en partie portées par un service commun aux deux sociétés.

Activitésmodifier | modifier le code

Électricité de France (EDF) est un des premiers groupes mondiaux producteurs d’électricité avec 630,4 TWh produits en 2010 (soit une puissance moyenne de 71,8 GW) et 37 millions de clients.

En 2003, le groupe EDF a produit 22 % de l’électricité de l’Union européenne, sous toutes ses formes22.

Le nucléaire domine dans la répartition de la production du parc installé d'EDF en France métropolitaine (chiffres officiels 2012, 23) :

  • nucléaire : 89,1 % ;
  • hydraulique : 7,6 % ;
  • thermique (charbon, gaz et fioul) : 3,3 %.

Nucléairemodifier | modifier le code

Francemodifier | modifier le code

Le parc nucléaire français d’EDF est actuellement composé de 58 réacteurs en fonctionnement (63 100 MW)24, dont 34 réacteurs d’une puissance de 900 MW, 20 réacteurs de 1 300 MW et 4 réacteurs de 1 450 MW25. Ces réacteurs sont répartis sur 19 centrales nucléaires en exploitation25.

Ce parc construit essentiellement dans le courant des années 1980, est aujourd'hui significativement amorti. Combiné à la faiblesse des investissements en France, cela permet à EDF de dégager un excédent brut d'exploitation et un autofinancement substantiels :

  • EDF SA 2005 : EBE 6,8 milliards d’euros, flux de trésorerie d'exploitation 8,2 milliards d'euros26 ;
  • EDF groupe 2005 : EBE 13 milliards d'euros, flux de trésorerie d’exploitation 13,9 milliards d'euros27.

Toutefois les investissements à l'international, notamment au Brésil, en Argentine, en Italie et dans un moindre degré en Allemagne ont accru l'endettement du groupe sur les dix dernières années, alors qu'il s'était fortement réduit sur la période 1986-1997. Ces investissements ont également nuit à la rentabilité du groupe, particulièrement faible dans les années 2000-2002.

Royaume-Unimodifier | modifier le code

Le parc nucléaire britannique d’EDF Energy (filiale à 100 % d’EDF) est actuellement composé de 15 réacteurs en fonctionnement répartis sur 8 centrales : 14 réacteurs de type AGR et un réacteur de type PWR (nb: AGR et PWR sont les dénominations anglaises); Ceci représente une puissance totale d’environ 9 000 MW28. EDF Energy produit 1/5 de l’électricité britannique (y compris la production de ses 3 centrales au gaz d’une capacité globale de 4 800 MW29) ce qui en fait un des plus importants producteurs du royaume30.

Le le Royaume-Uni a officialisé la commande de deux réacteurs EPR, de 3ème génération, à EDF pour 19 milliards d'euros31.

Hydroélectricitémodifier | modifier le code

En France, EDF produit 45 milliards de kWh par an d'hydroélectricité au travers de l'exploitation de 640 barrages (dont 150 dépassant 20 mètres de haut) et de 439 centrales hydrauliques. Selon EDF, 70 % du potentiel hydraulique français est actuellement exploité32.

Zones Non Interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI)modifier | modifier le code

Ces collectivités et départements français, non interconnectés avec le réseau électrique de la France continentale, doivent produire sur place la totalité (ou la quasi-totalité) de l’énergie électrique consommée33. La loi française les identifie comme des « zones non interconnectées au réseau métropolitain continental » (ZNI)34. Le coût de production de l’électricité y est plus élevé que ceux obtenus en France continentale et le coût de revient de l'électricité, dans le meilleur des cas, y est deux fois plus élevé que son prix de vente au tarif garanti par la péréquation tarifaire.

Une dérogation européenne, applicable par tous les pays concernés, prévoit la mise en place d’une organisation adaptée aux régions non interconnectées (Corse, DOM, COM pour la France, les Canaries pour l'Espagne, ou les Açores pour le Portugal)35.

En France, un système compensatoire, la CSPE (Contribution au Service Public de l'Électricité) dont le montant est proposé par la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) permet d'assurer l'équilibre économique des producteurs.

CORSE, DOM (Départements d'Outremer) et COM (Collectivités d'Outremer)modifier | modifier le code

EDF SEI (Systèmes Energétiques Insulaires) produit, achète, transporte et distribue de l'électricité dans les systèmes électriques isolés français suivants : la Corse, les DOM - Départements d'Outre-Mer (Archipel de la Guadeloupe, Guyane, Île de la Réunion, Martinique), les COM - Collectivités d'Outre-Mer (Saint-Pierre et Miquelon, Saint-Barthélemy, Saint-Martin).
En Corse et Outre-Mer, EDF continue d’assurer intégralement le service public de distribution de l’électricité au travers d’une direction spécifique, EDF SEI, tout en achetant à certains producteurs privés. Par exemple en Guadeloupe 25 % de l'électricité est produite par la CTM (Compagnie Thermique du Moule, société privée filiale de Sechilienne-Sidec) et 7 % par la "centrale export diesel de Jarry" (centrale thermique privée)36,37.
En 2012, les systèmes énergétiques insulaires représentaient pour EDF SEI 38 :

  • Plus d'un million de clients ;
  • Près de 3 300 employés ;
  • Une capacité de production installée de 1 924 MW ;
  • Un quart de l’électricité produite issue des énergies renouvelables (contre 6,8 % pour l'ensemble du groupe EDF en 201139).
Polynésie Française et Nouvelle-Calédoniemodifier | modifier le code

Dans ces zones, des concessions sont délivrées par les collectivités pour assurer l'achat, la vente, la production, le transport et la distribution de l'électricité.
Ainsi, la société privée Électricité de Tahiti (filiale de GDF Suez) pour Tahiti et dix-neuf autres îles de la Polynésie française, ou ENERCAL (une SEM dont EDF détient 15,98 %) en Nouvelle-Calédonie assurent ces missions dans ces territoires.
Concernant Mayotte, c'est "Électricité de Mayotte" (une SEM dont EDF détient 24,99 %) qui assure ces mêmes services40.

Membres du Conseil d'administrationmodifier | modifier le code

Membres nommés par l'Assemblée générale des actionnaires :

Membres nommés par l'État :

Membres élus par les salariés :

Médiateur :

Chiffres clésmodifier | modifier le code

  • Clients : 37 millions dans le monde41.
  • La quantité d’énergie électrique produite est de près de 630,4 TWh en 2010. La puissance installée était de 124 GW (en 2006) et 122,6 GW (en 2003) (118 GW en Europe, 101 GW en France).
  • Chiffre d'affaires : 65,3 milliards d'euros en 2011
  • Dette nette : 33,3 milliards d'euros en 2011.
  • Résultat net : 3 milliards d'euros (2011)
  • Versements aux actionnaires en 2007 : 29 millions d'euros.
  • Infrastructures (immobilisations) : avec 186 466 millions d'euros en 2010, le groupe EDF est la plus grande entreprise propriétaire au monde42.
Principales données financières du groupe en milliards d'euros
Année Chiffre d'affaires EBITDA43 EBIT43 Résultat net Endettement
2002 41,8 11,2 5,2 0,5 26,9
2003 44,9 11,0 6,8 0,9 24,0
2004 46,9 12,1 5,6 1,3 n/d
2005 51,0 12,9 8,0 3,2 18,6
2006 58,9 13,9 9,4 5,6 14,9
2010 65,3 14,2 6,2 1 34,4
2011 65,3 14,8 8,3 3 33,3

En 2011, le groupe EDF emploie 158 842 personnes selon les derniers chiffres publiés, dont 110 000 en France, 43 192 au sein des filiales RTE et ERDF et 35 173 dans la branche Production et Ingénierie.

Effectif moyen des salariés44
Année Effectif moyen
2006 96 856
2007 58 778
2008 59 131
2009 60 380

Les principales participations45modifier | modifier le code

EDF est présent dans plus de 30 pays: en Europe, en Amérique et en Asie46, tant dans la production et la distribution d’électricité que dans les services.

En Europe :

  • Allemagne : 100 % EDF Gas Deutschland, 50 % FSG.
  • Autriche : 25 % Groupe Estag
  • Belgique : 100 % EDF Belgium, 100 % Segebel, 63,50 % SPE
  • France : 100 % C2, 100 % C3, 34 % Dalkia Hdg, 50 % Dalkia Intern., 67 % Dalkia Invest., 100 % EDF Développement Environnement SA, 100 % EDF Énergies Nouvelles (EDF EN), 100 % EDF International, Intern.), 88,82 % Électricité de Strasbourg, 100 % ERDF, 50 % Immob. PB6, 100 % Immob. Wagram Étoile, 100 % La Gérance Générale Foncière, 100 % Richemont, 100 % RTE, 100 % SOCODEI, 100 % Sofilo, 55 % SOFINEL, 51 % TIRU
  • Grande-Bretagne : 100 % EDF Energy, 100 % EDF Trading, 100 % EDF UK, 100 % EDF Production UK Ltd, 100 DIN UK.
  • Hongrie : 95,57 % Bert, 100 % DÉMÁSZ (groupe)
  • Italie : 99,484 % Edison47 , 100 % EDF Fenice, 50 % TDE, 100 % MNTC, 100 % Wagram4, 50 % SNI
  • Pays-Bas : 50 % Sloecentrale48,49
  • Pologne : 94,31 % EC Krakow, 99,74 % EC Wybreze, 86,52 % EDF Polska, 79,79 % ERSA (Rybnik), 40,58 % Kogeneraja, 39,93 % Zielona Gora
  • Slovaquie : 49 % SSE
  • Suisse : 100 % EDF Alpes Investissements, 26,06 % Groupe Alpiq

En Amérique :

En Asie :

Histoiremodifier | modifier le code

Cadre juridique généralmodifier | modifier le code

La Loi du 8 avril 194651 instituait en France :

  • un monopole de concession sur la distribution, permettant toutefois aux entreprises locales (régies, SICAE et SEM) de continuer leurs activités ;
  • un monopole de production pour les installations de production d'une puissance supérieure à 8 MVA (l'article 8 de la Loi prévoyant des exceptions pour la SNCF, les Régies, les Charbonnages de France).

Ce monopole de production a été progressivement abrogé à partir de 2000, au fur et à mesure de la transposition en France des directives européennes sur la constitution du Marché intérieur de l'électricité.

EDF et la politique énergétique de la Francemodifier | modifier le code

La politique énergétique française relève du gouvernement et du Parlement, toutefois compte tenu de la taille des deux entreprises EDF et Gaz de France, des ressources nationales limitées en énergie primaire, le rôle d'EDF dans la mise en œuvre voire la définition de cette politique a toujours été important, voire trop aux yeux de certains ref nécessaire (l'état français est largement majoritaire dans EDF!).

Au sortir de la Seconde Guerre mondiale, la nationalisation d'EDF a eu parmi ses multiples objectifs celui de contribuer au redressement et à la modernisation industrielle du pays. Cet effort s'est traduit par le développement de grands ouvrages hydroélectriques, et de la production thermique à partir du charbon (d'où l'intégration du bassin minier de Ronchamp et de sa centrale thermique en 1946)52, avec notamment l'accroissement progressif de la taille des centrales afin de bénéficier des effets d'échelle.

Dans les années 1950 et 1960, après la sortie de la pénurie, l'enjeu s'est déplacé vers la pénétration de l'électricité dans les usages réputés nobles (machines tournantes, processus efficients).

Depuis les années 1970, le choix massif du nucléaire civil constitue pour EDF sa spécificité. Ses ingénieurs ont fait de la France le pays dont la proportion d'électricité d'origine nucléaire est la plus élevée (74,5 % de la production française en 2003). Ce développement d'un processus de production aux coûts indépendants des énergies concurrentes, s'est accompagné de la promotion des usages thermiques de l'électricité, notamment dans le chauffage des locaux résidentiels ou tertiaires. Ce double choix : énergie nucléaire et promotion commerciale a induit des débats relativement intenses en France entre partisans et opposants tant du développement de la production nucléaire que des usages concurrentiels de l'électricité.

Les années 1980 et 1990, sont marquées par :

Ces deux éléments conduiront à un très fort ralentissement du rythme de construction des centrales nucléaires, et parallèlement au développement des exportations d'électricité afin de valoriser les capacités excédentaires.

Depuis la fin des années 1990, le processus de déréglementation, qui introduit d'autres acteurs dans le secteur de la production d'électricité, est venu questionner ce rôle d'EDF comme instrument majeur de la politique énergétique dans le domaine électrique.

La privatisation partielle d'EDF, son développement financier à l'international, ses déboires notamment en Amérique du Sud et en Italie, tendent à distendre les liens entre les pouvoirs publics et l'entreprise, dont les dirigeants (nommés par le gouvernement) recherchent à banaliser le statutref nécessaire.

Depuis le début des années 2000, les interrogations environnementales renouvelées notamment sur le changement climatique, ont donné de nouveaux arguments aux partisans de l'énergie nucléaire, en raison de la faible contribution de cette énergie aux émissions de gaz à effet de serre, notamment face au productions à base de charbon et de gaz. Cette position est contestée par les opposants à cette forme d'énergie, qui insistent sur la question des déchets ou des conséquences d'un éventuel accident.

La durée de vie des centrales nucléaires existantes, est devenu un enjeu économique et stratégique pour EDF. Les premières centrales mises en service à la fin des années 1970, arrivent à la « trentaine », ce qui a plusieurs fois été présenté comme leur durée de vie, et qui en tout état de cause servait de base à leur amortissement comptable.

Cependant s'agissant d'un ensemble complexe et coûteux comme une centrale nucléaire, et de contraintes réglementaires non moins complexes comme celle de la sûreté nucléaire, la question ne saurait se réduire à un choix entre l'arrêt et la prolongation des autorisations de fonctionnement.

EDF affiche ouvertement sa volonté de prolonger la durée de vie de ses centrales de une voire plusieurs décennies, moyennant des opérations de renouvellement partiel sur des composants jugés obsolètes, mais en conservant le site, le génie civil et la cuve. EDF argumente des positions prises par des exploitants dans d'autre pays, comme aux États-Unis, par exemple, qui ont autorisé des durées de fonctionnement de 60 ans.

Les opposants, eux, argumentent du choix relativement récent de pays comme l'Allemagne de renoncer à l'énergie nucléaire, pour obtenir une décision de fermeture des centrales les plus anciennes, décision qui pourrait préfigurer une sortie du nucléaire.

Dans ce contexte, la construction d'une centrale dite de « nouvelle génération » ou EPR (European Pressurized Reactor, réacteur européen à eau pressurisée) à Flamanville, apparaît comme une décision de nature à découpler au moins partiellement la question de la durée de vie des centrales existantes d'un éventuel renoncement à l'énergie nucléaire.

Réorganisation du secteur, changement de statut (1996-2007)modifier | modifier le code

À partir de 1996 débute une période d’intenses changements institutionnels pour le secteur électrique européen et pour EDF. Ces évolutions comportent de nombreuses facettes que l'on peut regrouper en quatre grandes familles d’événements :

  • la déréglementation du secteur électrique dans l’Union européenne, sous l’impulsion de la Commission européenne ;
  • le changement de statut juridique d’EDF et son introduction en bourse ;
  • l’évolution du régime de financement des retraites de la branche des Industries électriques et gazières en France ;
  • le développement significatif des acquisitions internationales en et hors d’Europe.

La déréglementation du secteur électrique dans l'Union européennemodifier | modifier le code

Le changement de régulation du secteur électrique, passant d’un régime historique de monopole régulé, privés ou publics, à un régime de concurrence à la production, découle d’un choix politique au niveau européen. Cette évolution s’inscrit dans le mouvement général de déréglementation connu dans les pays occidentaux depuis le milieu des années 1970 et qui a affecté jusqu’à nos jours de nombreux secteurs de services d’infrastructure : transport aérien, télécommunications, transport ferroviaire… Elle s’inscrit dans la perspective de construction d’un Marché intérieur de l’Union européenne dessinée par l’Acte unique européen de 1986.

En ce qui concerne le secteur électrique les textes initiateurs de la déréglementation sont les directives 96/92/CE du 19 décembre 1996 et 2003/54/CE du 26 juin 2003.

Article détaillé : Marché de l’électricité.

En France, les dispositions de ces directives autres que celles d’application directe sont transposées principalement par la Loi 2000-108 du 53, la loi 2003-08 du 54 et la Loi 2004-803 du 55.

Les Directives établissent un certain nombre d’obligations pour les États membres dont les plus significatives sont la possibilité offerte aux consommateurs d’électricité de choisir leur fournisseur d’énergie. En France cette possibilité est offerte graduellement par seuil de consommation établi par décret en Conseil d’État.

  • Le  : la directive 96/92 est applicable directement pour les sites consommant plus de 100 GWh/an.
  • Le  : le décret 2000-45656 fixe le seuil d’éligibilité à 16 GWh/an (environ 30 % de la consommation est concernée sur 1 400 sites principalement industriels).
  • Le  : le décret 2003-10057 abaisse le seuil à 7 GWh/an (environ 37 % du marché représentant près de 3000 sites).
  • Le  : le décret 2004-59758 établit que toute consommation non résidentielle est éligible à partir du (environ 70 % de la consommation est concernée sur environ 2,3 millions de sites).
  • Le  : les directives européennes prévoient qu’au plus tard au 1° juillet 2007 tous les clients seront éligibles.
  • La loi NOME, ou Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité, constitue la prochaine étape de l’ouverture des marchés de l’électricité à la concurrence. Elle reprend en grande partie les conclusions du rapport de la Commission Champsaur. La loi NOME a été adoptée par le Parlement, après approbation des sénateurs et des députés, en novembre 2010. La loi NOME devrait entrer en application le 1er juillet 2011.

Le changement de forme juridique d’EDF et son introduction en boursemodifier | modifier le code

La loi du 9 août 2004 transforme EDF EPIC (Établissement public à caractère industriel et commercial), en EDF Société anonyme. L’entreprise a introduit une partie de son capital en Bourse le 21 novembre 2005 au prix de 32 € par action et figure dans le CAC 40 depuis le 19 décembre 2005.

Le cours de l'action EDF a connu de fortes fluctuations : après avoir flambé jusqu'à 86 € en novembre 2007 du fait des achats massifs des investisseurs institutionnels tenus d'acquérir des actions de toute société du CAC40, elle est retombée au-dessous de son cours d'introduction dès mars 2009 et y est restée la plupart du temps depuis, à l'exception d'une rémission peu marquée sur la fin 2009 et l'année 2010 ; après avoir atteint un plus bas en décembre 2012 à moins de 14 €, elle a connu en 2013 une remontée fulgurante (+83 %) grâce à plusieurs événements favorables : chute du prix du CO2 à la bourse du carbone, deux accords avec le gouvernement pour un rattrapage tarifaire (deux hausses de 5 % en août 2013 et août 2014) et pour le remboursement progressif de la dette de l'État au titre de la CSPE, accord avec le gouvernement britannique garantissant des tarifs avantageux pour la production de la future centrale nucléaire de Hinkley Point, et aussi grâce à une nette amélioration des comptes ; le cours au 31/12/2013 atteignait 25,68 €59.

Au 31 décembre 2013, le capital était détenu à 84,49 % par l’État, à 13,62 % par le public (institutionnels : 10,75 % - dont 7,84 % étrangers - et particuliers : 2,87 %), à 1,8 % par les salariés d’EDF et à 0,09 % par EDF60.

Les arguments échangés autour de la réformemodifier | modifier le code

Les promoteurs de l’abandon du statut d’EPIC (Établissement public à caractère industriel et commercial) ont soutenu que ce statut donnait un avantage concurrentiel insupportable pour les concurrents. Deux types d’arguments ont été avancés :

  • l’absence de réciprocité possible pour les acquisitions, EDF pouvant acquérir des sociétés cotées alors que son capital n’était pas accessible ;
  • le financement par dette à un coût avantageux, les analystes financiers assimilant l’EPIC à l’État dans leur évaluation des risques, ce qui permet de bénéficier de taux d’emprunts réduits.

On notera toutefois que, ni l’abandon du statut d’EPIC, ni même la cotation d’une entreprise n’entraînent ipso facto l’accès libre à son contrôle. Aujourd’hui, EDF est une entreprise partiellement privée mais non Opéable.

Par ailleurs, le verrouillage du contrôle du capital n’est en rien une spécificité des entreprises publiques, de nombreuses sociétés privées, même cotées ne sont pas non plus opéables.

Enfin, si le financement des EPIC apparaît objectivement avantageux, cela ne découle pas d’un privilège juridique des entreprises, mais du processus d’analyse des risques par les sociétés de notation et les opérateurs financiers, qui assimilent l’EPIC et la puissance souveraine.

Cette assimilation permet aux EPIC de bénéficier d’une excellente notation, synonyme à la fois de taux réduits et d’accès à des sources de financement souples. Ces éléments n’entrent pas seuls en lignes de compte dans la fixation de la notation, la solvabilité de l’entreprise étant également importante, mais peuvent avoir un impact significatif.

Les promoteurs de la réforme ont également avancé l’importance des besoins de financement de l’entreprise. Ces besoins ne pouvant être couverts par les pouvoirs publics en tant qu’actionnaire, cela justifierait la mise en bourse donc le changement de statut. Deux arguments pratiques principaux ont été utilisés :

  • les besoins de financement stricto sensu liés au développement international et à la diversification, aux mêmes justifiés par le processus de déréglementation : l’entreprise devrait se diversifier pour faire face aux inévitables pertes de parts de marché sur son activité historique ;
  • les besoins de recomposition de la structure du passif liés au changement de comptabilisation des charges de retraites. Le passage à un régime provisionné et le règlement auprès des régimes généraux des compensations financières de l’adossement, risquait d’annuler et au-delà les capitaux propres de l’entreprise, l’expression faillite technique ou virtuelle a parfois été improprement utilisée, une augmentation de capital permettait de rétablir une structure de bilan acceptable.

Les critiques à l’inverse ont porté sur :

  • le bien-fondé de ce développement, notamment à l’international, et donc du besoin de financement correspondant ;
  • l’absence d’obligation réglementaire de modifier la comptabilisation des charges futures de retraite. En revanche, la mise en bourse de l’entreprise supposerait un alignement des pratiques comptables sur celles des entreprises cotées, donc un provisionnement. Le besoin de restructuration du bilan apparaîtrait alors comme la conséquence et non la cause de la mise en bourse.

Enfin, les promoteurs de la réforme ont soutenu que le principe de spécialité imposé aux EPIC nuisait à la diversification et au développement de l’entreprise EDF, alors que ce développement était nécessaire dans un environnement concurrentiel.

Si le lien entre EPIC et principe de spécialité est juridiquement exact, la seule transformation en société anonyme suffisait à lever cette contrainte, la mise en bourse n’étant pas nécessaire. Depuis son changement de statut, EDF n’a pas connu de développements notables qui n’aient été accessibles sous le statut d’EPIC (international, énergies nouvelles…) Cela rend douteux l’argument du « carcan juridique » qu’aurait représenté le principe de spécialité.

Enjeux de la réformemodifier | modifier le code

Le changement du régime de financement des retraites de la branche des Industries Électriques et Gazières

Les salariés du secteur des IEG disposent d’un régime de retraite spécial, légal et obligatoire institué conjointement à la nationalisation du secteur électrique, par le décret du 22 juin 194661. Jusqu’aux évolutions récentes ce régime de retraite par répartition au sein de la branche assurait son propre financement du fait, notamment des taux de cotisation élevés en comparaison du secteur privé.

La réforme, posée par la loi du 9 août 2004, redoutablement complexe d’un point de vue technique, institue :

  • une Caisse nationale des industries électriques et gazières agissant comme caisse de retraite spéciale pour les salariés des IEG ;
  • un adossement aux régimes général et complémentaire d’assurance vieillesse moyennant compensation financière des effets démographiques particuliers aux entreprises des IEG ;
  • un régime de financement particulier pour les droits acquis à la date de la réforme et supplémentaires aux droits généraux et complémentaires. Leur financement ne figure plus dans les charges de personnel des entreprises concernées mais est prélevé directement sur les tarifs d’acheminement de l’électricité pour le compte de la CNIEG. Les tarifs sont immédiatement ajustés à la baisse pour tenir compte de ce transfert. L’opération est neutre pour les clients (en moins dans le tarif mais en plus sous la forme d’une taxe) mais l’entité responsable du financement n’est plus la même (l’entreprise avant, la CNIEG gestionnaire de cette taxe après) ;
  • un régime de provisionnement par les entreprises pour les droits supplémentaires futurs pour les activités réputées en concurrence, et couvert par la même taxe sur l’acheminement pour les activités en monopole.

Ces dispositions ne modifient pas directement l’économie générale des retraites du secteur, les montants à payer restent déterminés par les droits acquis, en revanche la répartition des responsabilités de financement en dernier ressort et donc les risques pour les parties sont profondément réorganisés.

Le financement de la part correspondant au régime général et complémentaire non spécifique est désormais garantie par les caisses nationales correspondantes (CNAV…), les droits acquis avant la réforme sont garanties par la CNIEG et financés par une taxe sur le tarif d’accès au réseau, et les droits postérieurs à la réforme doivent être garantis par les entreprises elles-mêmes, si nécessaire par la constitution d’actifs dédiés.

Le point clef de cette réforme n’est pas la sauvegarde du financement du régime de retraite des IEG qui n’a jamais été déficitaire (celle-ci ayant versé 206 M€ au régime général en 2006), mais la banalisation du régime de comptabilisation et de financement de ce régime.

Sur les retraites

L’évaluation et le principe même d’engagement « retraites » à fait l’objet d’âpres discussions et de valorisations nombreuses et variées. Le premier point à noter est que le régime des retraites des Industries Électriques et Gazières, dont EDF et Gaz de France constituent les principales entreprises, est un régime spécial, légal et obligatoire.

  • Spécial, non seulement parce que ses paramètres de calculs (durées de cotisations, éléments dits non contributifs, taux de cotisation…) lui sont spécifiques, mais également parce qu’il forme une caisse de financement séparée du régime général et des régimes complémentaires AGIRC/ARCO, les entreprises et les salariés du secteur assuraient seuls le financement de leur retraites sans recevoir de contribution des autres régimes. EDF a même ponctuellement contribué, comme d’autres régimes de retraite, à l’équilibre des régimes spéciaux structurellement déficitaires (SNCF, agriculteurs, commerçants, etc.).
  • Légal, en ce qu’il était institué par la Loi du 8 avril 1946 et le décret du 22 juin 1946 et non par des conventions entre partenaires sociaux. À ce titre, il ne pouvait être modifié que par voie légale.
  • Obligatoire, en ce qu’il s’impose aux acteurs sociaux du secteur et ne constitue pas un dispositif adaptable par contrat ou par convention.

Compte tenu de ces arguments, EDF et GDF n’ont jamais constitué de provisions dans leurs comptes. En revanche, figurait depuis le milieu des années 1990 à l’annexe de leur compte, un commentaire donnant l’estimation de la valeur actualisée des versements futurs de pensions. La principale discussion a porté sur la nécessité ou non de comptabiliser ces 'engagements' sous forme de provisions, et dans l’hypothèse d’une réponse positive d’en déterminer le périmètre et le montant. Sur ce dernier point, les chiffres les plus variés ont circulé, et ont été instrumentalisés dans les débats autour de la privatisation, souvent de façon confuse. Les chiffres exhibés se situaient dans des fourchettes allant d’une quinzaine de milliards d’euros (les versements d’adossement au régime général)62 à 80 milliards d’euros (l’actualisation sur très longue période de la totalité des retraites des agents d’EDF et de GDF). La technicité des calculs actuariels, notamment leur extrême sensibilité aux paramètres démographiques (taux de mortalité), financier (taux d’actualisation et horizon de calcul) se prêtant mal à des explications synthétiques, les débats n’ont souvent retenu que l’importance des montants en jeux.

Le montage finalement retenu consiste à adosser le financement aux régimes généraux et complémentaires, moyennant d’une part le paiement d’une soulte destinée à compenser les effets démographiques spécifiques (la pyramide des âges des agents des IEG et leur espérance de vie résiduelle est différente de celle des salariés couverts par les régimes généraux) et le paiement à l’avenir des cotisations sociales prévues par ces régimes. Ce dispositif considéré comme « libératoire » permet aux entreprises de ne pas provisionner la part des engagements correspondante aux régimes général et complémentaire. Il reste en revanche des droits supplémentaires correspondant aux bonifications du régime des IEG (taux de liquidation plus favorable, durée de cotisation plus courte, départs à l’âge de 55 ans pour les salariés cumulant un historique de carrière de plus de 50 % de service dit actif ou ayant été affectés à des tâches classées insalubres…). Ces droits ont reçu des traitements différents selon qu’ils sont considérés comme acquis à la date de la réforme ou qu’ils restent à constituer. Les premiers font l’objet d’un financement par une taxe sur l’acheminement de l’électricité. Les seconds selon qu’ils concernent les activités en concurrence ou en monopole, font l’objet d’un provisionnement ou d’un financement par le tarif.

Sur la protection maladie

Le régime spécifique de protection complémentaire maladie couvre 300 000 électriciens et gaziers. Un accord ratifié, en novembre 2004, par seulement deux syndicats est dans l’impasse, les trois autres syndicats s’y opposant. Là encore, les chiffres avancés, le plus souvent dans une extrême confusion technique, ont été et sont instrumentalisés par les différents commentateurs. Exprimés en termes de provision, c’est-à-dire de montants futurs cumulés, des chiffres variés ont été avancés (5,5 milliards d’euros, dont 4 milliards pour EDF).

Sur les finances et la rentabilité

La question de la rentabilité pour un monopole, qui plus est public, est une question complexe. Trop élevée elle est jugée comme la marque d’un abus de position dominante, trop faible elle peut être considérée comme la marque soit d’une inefficacité, souvent préjugée pour une entreprise publique, voire d’un subventionnement implicite par la puissance publique, soit de pratiques commerciales déloyales (vente à perte), par exemple par les concurrents proposant d’autres énergies.

Il n’y a pas de position « juste » a priori, et si on s’en réfère au mot de Marcel Boiteux, « dans un monopole, le résultat est l’expression d’une opinion sur la santé financière de l’entreprise ». On constate en effet que sur les soixante dernières années, cette question a été abordée pour EDF sous des rapports bien différents.

Jusqu’aux années 1970, prévaut une conception implicite de l’équilibre budgétaire. Le « bon » niveau de résultat d’une entreprise publique bénéficiant d’un monopole est légèrement positif. C’est en quelque sorte la preuve qu’il n’abuse pas de sa position dominante en restituant ses bénéfices à ses clients, en contribuant à la croissance de l’industrie…

Dans les années 1970 et 1980 interviennent deux phénomènes majeurs qui vont modifier cette conception. D’une part l’effort d’investissement lié au programme nucléaire et d’autre part l’accélération du rythme d’inflation qui passe au-dessus de 10 %/an.

EDF doit alors accroître son autofinancement, donc obtenir des hausses de tarifs significatives, dans une ambiance où les pouvoirs publics cherchent à peser sur les indices d’inflation. Il est donc primordial de ne pas présenter une situation financière trop florissante. Cette difficulté sera partiellement contournée en trois temps :

  • Une première vague de hausse des tarifs de l’électricité dès le milieu des années 1970 pour tenir compte de la hausse générale des prix de l’énergie. Celle-ci se répercute sur les coûts de production d’EDF qui exploite alors un parc de production comportant une part importante de centrales fioul. Cette hausse tarifaire est concentrée sur les gros clients, pour lesquels les coûts de production sont prédominants par rapport aux coûts de réseaux. Elle contribue au financement de la première vague de centrales nucléaires et compte tenu de la hausse de ses propres coûts de combustible EDF n’a pas de geste particulier à faire pour modifier ses affichages de résultat.
  • Une seconde vague de hausse au début des années 1980, avec le second choc pétrolier (révolution iranienne). EDF est alors dans une phase active de mise en service des premières générations de centrales. Elle devient elle-même moins sensible au coût du pétrole, mais ses besoins de financements restent élevés car de nombreuses centrales sont encore en construction. Elle retient alors des options comptables, notamment l’amortissement dégressif des centrales nucléaire et une durée de vie comptable prudente de trente ans, inférieure à la durée de vie technique probable des ouvrages, qui lui permettent d’accroître son autofinancement sans augmenter son bénéfice. Cela lui permet de limiter la tentation de baisses de tarifs autoritaires au nom de la lutte contre l’inflation.
  • Ce dispositif est enfin complété à la fin des années 1980 par un recours systématique à la constitution de provisions, permettant de maintenir un niveau très élevé d’autofinancement sans accroître les bénéfices et d’amorcer le désendettement de l’entreprise qui s’est accru significativement pendant la décennie quatre-vingts. Ainsi, EDF constituera des provisions pour renouvellement pour les centrales hydrauliques, le réseau de transport et le réseau de distribution. Les deux premières sources d’autofinancement seront ultérieurement contestées par l’administration fiscale et la Cour des Comptes et joueront un rôle important dans la réforme financière de 1997.

À partir de la fin des années 1980 jusqu’à la fin des années 1990, la question du bénéfice émerge progressivement comme question en soi.

Les résultats technico-économiques et financiers d’EDF sont exceptionnels, l’entreprise se désendette de 15 à 20 MdF par an, ses tarifs baissent en terme réels de 1 à 2 %/an et la qualité de fourniture de l’électricité (mesurée par le temps de coupure moyen), jusque là médiocre, s’améliore considérablement.

Toutefois sa rentabilité reste très médiocre, elle connaît même des pertes importantes au début des années 1990 et ne paie pratiquement pas d’impôt sur les sociétés, en bénéficiant d’un report fiscal63 déficitaire très important.

La stratégie de financement par accroissement des charge calculée (amortissement et provisions) n’est plus adaptée à la situation, les pouvoirs publics souhaitent « leur part du gâteau » et demandent une meilleure rémunération de l’État, dans les contrats de plan successifs.

De plus, le contre choc pétrolier de la fin des années 1980 a largement entamé la compétitivité de l’électricité dans les usages concurrentiels, notamment vis-à-vis du gaz naturel, qui progresse fortement dans les usages thermiques comme le chauffage. EDF a besoin de baisser ses tarifs pour retrouver des parts de marché.

Il devient alors stratégiquement nécessaire et possible, compte tenu de la baisse très importante des investissements (de 60 MdF/an milieu des années 1980, à 30 MdF/an), de baisser les tarifs et d’accroître la rémunération de l’État. Mais cela n’est possible qu’en laissant apparaître un bénéfice plus substantiel qu’auparavant. Il est également vraisemblable que la perspective d’une déréglementation du secteur, ait poussé également à banaliser la situation financière de l’entreprise pour la rapprocher des standards politico-idéologiques du marché (une entreprise qui marche bien fait du bénéfice).

Progressivement avec en point d’orgue la réforme de 1997, EDF va « déshabiller » son compte de résultat pour atteindre simultanément ces trois objectifs. Les facteurs déterminants seront :

  • la baisse mécanique des charges financières découlant du désendettement et de la baisse des taux d’intérêts nominaux ;
  • la baisse mécanique des amortissements sur le parc nucléaire, liée au choix initial d’amortissement dégressif, complétée par un allongement de la durée de vie comptable des centrales ;
  • l’abandon des provisions pour renouvellement sur l’hydraulique et le réseau de transport avec réintégration des provisions déjà constituées pour apurer le passif fiscal de l’entreprise ;
  • dans les limites de la réglementation fiscale, le choix de modes d’amortissement permettant d’accroître le bénéfice imposable.

Simultanément EDF conclut avec l’État des contrats d’entreprise puis de groupe, qui prévoient l’affectation explicite du financement :

  • baisse forte des tarifs jusqu’en 2000 permettant à l’entreprise d’entrer dans la déréglementation avec des tarifs attractifs ;
  • constitution d’actifs dédiés pour le démantèlement des centrales nucléaires et le financement futur des retraites ;
  • à partir de 1998, une forte hausse des investissements internationaux est projetée.

Au début des années 2000, la question de la rentabilité est alors abordée selon les standards politico-idéologiques du moment :

  • l’entreprise entre progressivement dans un marché déréglementé, qui va dans un premier temps se traduire par une baisse importante des prix de l’électricité, mais sur des quantités très limitées. Ses tarifs de vente réglementés (hors marché) sont désormais parmi les plus bas en Europe ce qui lui permet d’éviter l’apparition de niches tarifaires, qui attireraient une concurrence d’opportunisme ;
  • elle a réalisé de très gros investissements à l’étranger, présentés comme des substituts aux pertes de part de marché supposées en Europe. Ceux-ci ont été conclus dans une ambiance générale d’euphorie boursière qui tire les prix vers le haut et, pour une large part dans des zones à risque monétaire (Brésil, Argentine). Leurs résultats très médiocres tirent la rentabilité vers le bas. La période 2001-2003 est la plus difficile du point de vue de la rentabilité, même si la solidité financière d’EDF n’est jamais mise en cause (sa notation ne se dégrade pas notablement) ;
  • la direction de l’entreprise et une partie de la classe politique souhaite accélérer la marche vers la privatisation et la mise en bourse. La faible proportion de fonds propres dans le bilan va alors être mise en avant pour justifier une augmentation de capital qui ne peut être faite que par mise en bourse. Celle-ci permettant en plus de faire pression sur le personnel pour justifier la réforme de son régime d’assurance retraite, qui ne rentre pas dans les standards d’appréciation des analystes financiers.

À aucun moment EDF n’a eu besoin « d’argent frais », contrairement aux arguments distillés par les promoteurs de la réforme, son autofinancement couvrant largement ses besoins d’investissement industriels limités. C’est bien un choix stratégique de régulation du secteur qui prédomine.

Face à ces choix, la question de la rentabilité est complexe. Elle ne doit être ni trop haute, car cela saperait l’argumentation en faveur de la mise sur le marché, ni trop basse car cela découragerait les investisseurs potentiels, et surtout, pour convaincre les analystes financiers, il faut nettoyer le bilan de tout ce qui ne rentre pas dans leur cadre d’analyse : investissements hasardeux à l’étranger, couverture par des actifs des éléments de passif nucléaire et sociaux, adossement au régime général pour les retraites, perspectives tarifaires plus douces, couverture des obligations d’achats de cogénération par un mécanisme tarifaire neutre pour EDF, etc.

La conduite de la réforme s’inscrit pleinement dans ce cadre et permet à EDF d’afficher à court terme une rentabilité retrouvée et des perspectives plus attractives pour les investisseurs.

Avec l’apurement des investissements au Brésil, en Argentine, la remontée spectaculaire des prix de l’électricité en Europe à partir de 2004 et surtout 2005, parachève le tableau. La rentabilité redevient bonne, et l’État en tant qu’actionnaire majoritaire y trouve son compte.

On est ainsi passé en soixante ans d’une vision de la rentabilité centrée sur la restitution du bénéfice aux usagers via des tarifs faibles et au personnel via des conditions salariales et péri-salariales avantageuses, fusse au prix d’une situation financière tendue (endettement), à une vision de la rentabilité centrée sur l’affectation des bénéfices prioritairement à l’actionnaire, fusse au détriment des intérêts des usagers et des salariés.

Les perspectives future relèvent davantage de la spéculation, on peut néanmoins cerner quelques facteurs essentiels.

À court terme, l’option de l’actionnaire premier servi semble confirmée. Le contrat d’entreprise en cours, fixe comme seule limite que les hausses de tarif ne dépasseront pas l’inflation, l’usager ne bénéficiera donc pas de la productivité de l’entreprise, la pression sur le personnel reste forte avec la poursuite de la mise en cause des éléments avantageux de son statut, et la succession de plans d’économie. Enfin, dernier évènement en date la possible suppression des tarifs réglementés, permettrait de rendre obligatoire le basculement des usagers vers le marché déréglementé, alors que les prix y sont notablement plus élevés.

À plus long terme la question essentielle sera celle de la reprise des investissements en Europe, de la part qu’EDF y prendra et des impacts sur les prix.

Sur les dix dernières années, la plupart des électriciens ont cessé d’investir dans les moyens de production, le parc européen étant surdimensionné par rapport aux besoins, la demande ne croissant que lentement, et la perspective de déréglementation introduisant d’importantes incertitudes dans une industrie dont l’horizon de planification est au moins de vingt ans.

La forte hausse des prix connue depuis fin 2005 (le prix de gros a plus que doublé) rend de nouveau les investissements attractifs, et le suréquipement passé est oublié. De plus de nombreuses centrales vont arriver en fin de vie dans toute l’Europe, du nucléaire en France mais aussi du thermique classique dans la plupart des autres pays. Les projets recommencent à sortir des cartons.

Nul ne peut dire aujourd’hui[Quand ?] si cette reprise de l’investissement va ou non peser sur les prix de l’électricité. C’est pourtant le premier facteur déterminant de la rentabilité d’EDF dans un marché déréglementé.

Le second facteur est l’importance des investissements qu’EDF entreprendra, car d’une façon générale l’investissement tire la rentabilité vers le bas dans les premières années.

Le troisième facteur plus institutionnel reste, le succès ou l’échec du processus de déréglementation. Même si ses promoteurs le réfutent, il est dans les esprits très lié à la hausse des prix, et les tentatives de la commission européenne pour supprimer toute trace des avantages tarifaires du monopole public, en prônant la suppression des tarifs réglementés, peuvent très bien échouer.

Surtout, si apparaissent des accidents ou des tensions dans la gestion en temps réel du système électrique comme aux États-Unis, en Suisse, en Italie, ou plus récemment en Europe de l’Ouest. Qu’ils soient ou non liés à la déréglementation. Dans ce cas, la question de la rentabilité d’EDF deviendra seconde par rapport à celle de la reconstitution d’une nouvelle régulation.

D’un autre côté, un scénario du Tout Marché, avec éventuellement des cycles de prix à la hausse et à la baisse reste tout à fait plausible. Dans ce cas, EDF bénéficie d’atouts liés à sa taille et la spécialisation de son parc existant à faibles coûts, au moins pour la décennie à venir.

Le quatrième facteur à considérer est le poids qui pèsera sur le devenir de la filière nucléaire : la durée de vie des centrales, la possibilité ou non d’en construire de nouvelles, les exigences sur le démantèlement des plus anciennes. C’est manifestement le plus gros risque qui pèse sur la rentabilité à moyen terme d’EDF.

Enfin cinquième et dernier facteur, le comportement du personnel d’EDF, actuellement sous pression pour accepter la banalisation de son statut. Comme dans toute entreprise, il participe, par ses compétences individuelles et collectives, au succès économique et en dernier ressort financier. Il est difficile de prévoir ce que sera son comportement dans la durée, au-delà des seuls aspects conflictuels (grève…) mais aussi et surtout en termes de turn over et d’implication. S’il est certain que le sens du service public a permis une réponse rapide aux situations de crise comme la tempête de 1999, il est douteux que dans un tel contexte de casse des statuts, le personnel conserve la même conscience politique dans la durée.

Les prises de position des collectivités locales

Pour les collectivités locales, le changement de statut d’EDF est indifférent au regard des missions de service public qui lui sont confiées pour la distribution d’électricité. Il importe cependant que soient respectés les obligations contractées dans les cahiers des charges des contrats de concessions. Parallèlement à ces enjeux de service public, en général, les élus locaux étaient contre le changement du statut de l’entreprise publique et l’ont exprimé très fortement. Ils craignent, en particulier ceux des communes rurales, et peut-être avec raison, qu’après la disparition du bureau de poste et de l’école, survienne celle de l’agence EDF/GDF, et développent, en résumé, l’argumentaire suivant :

  • l’électricité est un besoin vital, non stockable qui ne doit pas être géré selon un principe de marché ;
  • EDF et Gaz de France sont issus du Conseil national de la Résistance et ont rempli avec compétence leur mission de service public et d’aménagement du territoire ;
  • de nombreux exemples existent, à l’instar de la Californie, où les entreprises privées de production et de distribution d’électricité ne sont pas la meilleure solution, et connaissent de graves échecs quand ce ne sont pas des scandales financiers et des faillites ;
  • ceux de gauche, estiment en plus que la logique de marché ne peut que systématiquement entraîner des hausses des coûts et des prix de vente.

Ils s’interrogent aussi sur le maintien du principe de la péréquation tarifaire (tarif unique sur l’ensemble du territoire et égalité des usagers), conséquence de la mission de service public, car à partir du moment où l’électricité devient une marchandise, elle est soumise à la règle de la concurrence et de prise en compte des coûts réels sur chaque segment de clientèle ou de territoire. Les zones rurales, peu peuplées et décentrées, risquent d’être les grandes perdantes.

De plus, ils s’interrogent sur la finalité réelle du gouvernement dans cette affaire, et sur la volonté stratégique de partenaires privés dans le capital d’EDF, alors que de lourdes menaces (question des retraites, démantèlement des centrales nucléaires) grèvent les bilans réels de l’entreprise.

Sur les nouvelles relations entre actionnaires et salariés et clients

Le syndicat majoritaire chez EDF a déploré que la pression des actionnaires nuise à la relation avec les clientsréf. souhaitée].
Fin 2006, Colette Neuville, présidente de l’ADAM, l’Association de défense des actionnaires minoritaires, s’est associée avec l’association EDF Actionnariat Salarié pour dénoncer par écrit auprès des députés et du gouvernement les méfaits du projet de loi sur l’énergie. Dans un entretien au magazine économique l’Expansion, elle estime qu’il faut « arrêter de faire croire que l’énergie est une denrée peu chère et inépuisable », qui peut être « subventionnée à pertes »64.

Historique des logosmodifier | modifier le code

La mascotte d'EDF est Zeltron65.

Changements de la tension domestique (110v, 220v, 230v)modifier | modifier le code

Avant 1946, la France comptait beaucoup de compagnies d’électricité, qui ne fournissaient pas l'électricité sous une tension standard. EDF a entrepris de standardiser cette tension entre 1956 et 1991.

La migration du 110 vers le 220 volts avait coûté l’équivalent de 70 € par abonné au début, et 1 000 € par abonné en 1991. Le passage au 220 V résulte de l'alimentation en triphasé 380/220 et a permis de réaliser l'unification de la tension d'alimentation (passage au "compteur bleu" dans les années 60).

Depuis juin 1996, pour respecter la norme européenne, l'électricité est désormais distribuée sous 230 V monophasé et en 230/400 V triphasé sur tout le territoire français (mais la distribution des tensions a débuté bien avant).

Slogansmodifier | modifier le code

  • « Nous vous devons plus que la lumière »
  • « Les hommes qui relient les hommes »
  • « Donner au monde l'énergie d'être meilleur »
  • « Quand votre monde s'éclaire »
  • 2004 : « L'avenir est un choix de tous les jours »
  • 2009 : « Changer l'énergie ensemble » (et sa "traduction" en anglais « EDF, Leading the energy change »)
  • 2006  : « L'énergie est notre avenir, économisons-la ! » (mention obligatoire, non spécifique à EDF, accompagnant tout message publicitaire concernant l’énergie ou visant à sa consommation66)
  • Depuis 2011, EDF n'a plus de slogan.

Identité sonoremodifier | modifier le code

Cinq ans après s’être dotée d’une nouvelle identité visuelle, EDF décide d’enrichir sa stratégie de communication à l’aide d’une signature sonore. Réalisée par l’agence de design musical Sixième Son, fondée par Michaël Boumendil, elle est diffusée sur des médias tels que le Web, sur des supports téléphoniques, événementiels ou publicitaires notamment en radio.

Nouvelle dénominationmodifier | modifier le code

Durant les années 2000 apparait la marque EDF Bleu ciel, à l'occasion de la séparation d'EDF et ERDF. Elle est destinée aux clients particuliers, la dénomination "Bleu Ciel" utilisée par EDF concerne toutes les offres quelles soient à prix "dits réglementés" (l'état décide du prix par arrêté) ou à prix "dits non réglementés" = prix de marché (le prix est fixé par l'entreprise)67.

Depuis 2012, EDF réoriente ses différentes marques grand public. La fourniture d'électricité et de gaz aux particuliers reprend le nom d'EDF, tandis que "EDF Bleu Ciel" est réservé aux offres travaux et amélioration de l'habitat proposées par EDF et son réseau de partenaires. Le nom de domaine de site web (www.edf-bleuciel.fr) a été créé en 201268.

Le conseil d’administrationmodifier | modifier le code

Présidentsmodifier | modifier le code

Directeurs générauxmodifier | modifier le code

À la suite du conflit complexe entre le président Alphandéry et son équipe de direction, qui a abouti provisoirement à une vacance du poste de DG, les pouvoirs publics ont nommé François Roussely, président et laissé vacant le poste de directeur général, jusqu'à la modification des statuts instituant la société anonyme EDF, dont la direction est assumée par un PDG nommé par le conseil d'administration et non, comme dans l'EPIC, un président et un directeur général distincts dont les nominations relevaient toutes deux du gouvernement.

La Caisse centrale des activités sociales d'EDF-GDFmodifier | modifier le code

Depuis la création d'EDF-GDF, 1 % des ventes d'électricité et gaz hors taxes et hors abonnements des entreprises du secteur des Industries Électrique et Gazière alimente la Caisse centrale d'activités sociales (CCAS), équivalent du comité d'entreprise. Ce prélèvement a été introduit dans la loi du 8 avril 1946 en contrepartie d'un autre 1 % accordé celui-ci aux actionnaires des entreprises nationalisées69.

La CCAS dans son ensemble est financée à hauteur de 483,8 millions d'euros sur 2005-200670 par EDF et GDF pour un budget de 880 millions d'euros sur 2004-2005 qui représente environ 8 % de la masse salariale d'EDF71 (en comparaison à 2,8 % à la RATP).

Ces sommes sont dévolues pour partie à des compléments de protection sociale (assurance maladie) et pour partie au financement de la restauration méridienne des salariés ainsi que activités, centres de vacances, clubs sportifs et de loisirs au bénéfice des salariés actifs et inactifs.

C'est le plus gros comité d'entreprise de France, avec 5 718 salariés équivalent temps plein plus 1 854 CDD.

Son conseil d'administration est issu de l'élection de représentants par les salariés et retraités dans chaque région. À la suite de l'élection de 2009, le conseil d'administration de la CCAS est composé majoritairement d'élus CGT.

La polémique sur le CEmodifier | modifier le code

Le comité d'entreprise d'EDF (la Caisse centrale des activités sociales) a, à plusieurs reprises dans son histoire, fait l'objet de polémiques. Celles-ci sont de trois types, parfois amalgamés :

  • le niveau des ressources et prestations servies, présentées par certains comme excessives ;
  • l'efficacité de la gestion des œuvres sociales et des caisses mutuelles, dont les frais de gestion seraient trop élevés (mais récemment rattachée au régime général)
  • la régularité de la gestion, et supposément les avantages qu'en tirerait certaines organisations. Sont citées la CGT ainsi que le Parti communiste français.

Au début des années 2000, cette polémique a pris un tour judiciaire par le dépôt d'une plainte au nom des agents. Bernard Thibault (CGT) a été entendu par la justice en juillet 2006 dans le cadre de cette affaire. Jean Lavielle et Brigitte Dareau, anciens responsables du CE, ont été mis en examen à ce titre72.

Cette polémique et la mise en cause de la gestion par les représentants des salariés durent depuis plusieurs années. Après aboutissement de l'enquête, les faits ont fait l'objet en 2012 d'un renvoi en tribunal correctionnel73.

Par ailleurs, la Cour des comptes dans son rapport présenté74 le 4 avril 2007 a émis un certain nombre de critiques, à l'encontre de la qualité de la gestion du comité d'entreprise et de son efficacité75.

Les concurrents d’EDFmodifier | modifier le code

La déréglementation a fait émerger en France deux grands types d’acteurs sur le marché concurrentiel :

  • les fournisseurs qui dans leur périmètre commercial, détiennent des points « physiques » de consommation, c'est-à-dire disposant d’un contrat d’accès au réseau ;
  • les négociants qui ne réalisent que des transactions purement commerciales.

Les fournisseursmodifier | modifier le code

Ces entreprises ont déposé une déclaration pour exercer l’activité d’achat pour revente d’électricité aux clients éligibles en application du décret du 30 avril 2004. Cette liste évolue régulièrement et peut être obtenue auprès de la Commission de régulation de l'énergie76.

On y retrouve :

Parmi les fournisseurs, on peut distinguer des acteurs historiques du secteur qui disposent de capacités de production notables sur le territoire français. C’est le cas notamment de la Compagnie nationale du Rhône (19 TWh de production hydraulique) ; de la SNET héritière des anciennes houillères (2,5 TWh de production essentiellement thermique). Ces entreprises sont adossées ou partenaires de groupes électriciens étrangers, notamment Endesa83 et Electrabel, filiale du groupe franco-belge Suez.

Les négociantsmodifier | modifier le code

Il s’agit de sociétés ayant un contrat de responsable d’équilibre, c'est-à-dire de participant au marché de gros. On y trouve trois grands types d’acteurs :

  • des sociétés du secteurs productrices et/ou fournisseurs au sens donné ci-dessus, elles viennent chercher sur le marché de gros de la ressource ou écouler leur production ;
  • des sociétés spécialisées dans le négoce des matières premières énergétiques, qui assurent une présence sur un marché fortement corrélé à leur cœur de métier ;
  • des sociétés liées à de gros consommateurs qui viennent directement chercher leurs ressources en gros sans passer par un fournisseur.

La liste des Responsables d’Équilibre est régulièrement mise à jour et peut être consultée sur le site de RTE84.

Polémiquesmodifier | modifier le code

Solairemodifier | modifier le code

l'Autorité de la concurrence condamne EDF à payer une amende de 13,5 millions d'euros pour "abus de position dominante". Elle reproche à EDF d'avoir privilégié sa filiale EDF ENR sur le marché des panneaux solaires85.

Espionnagemodifier | modifier le code

En 2009, EDF est accusé d'espionner Greenpeace au Royaume-Uni et le réseau Sortir du Nucléaire en France, à la suite de l'opposition de ces associations écologiques face à la construction d'un réacteur nucléaire de nouvelle génération (EPR). Le directeur de la sécurité, Jean-Marc Sabathé, affirme quant à lui qu'EDF « ne se livre à aucune opération d'espionnage »86.

Notes et référencesmodifier | modifier le code

  1. EDF, sur le site boursier.com Le 23 décembre 2011
  2. EDF sur le site de Boursorama, consulté le 7 septembre 2011.
  3. [1]
  4. « Les dix principaux producteurs d'électricité dans le monde », Le Point (AFP), 10 août 2010.
  5. [PDF] [hhttp://medias.edf.com/fichiers/fckeditor/Commun/Presse/Communiques/EDF/2013/cp_20130214_resultats-vf.pdf Résultats annuels 2012 - Communiqué de presse EDF du 14 février 2013]
  6. Historique, sur le site de l'EDF.
  7. Loi relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, sur le site du Sénat
  8. [PDF] Rapport annuel 2011 page 31
  9. Le nucléaire, une énergie sûre et compétitive, site officiel d'EDF.
  10. [PDF] Rapport annuel 2011 page 95
  11. [PDF] Rapport annuel 2011 page 99
  12. Usine nouvelle, n° 3175, Catherine Moal, Janvier 2010, Un incubateur d'idées chez EdF
  13. La Lettre A.fr, n°1505, juillet 2011, EDF crée un vivier d'innovations
  14. Batirama, janvier 2011, EDF publie un livre blanc pour une révolution énergétique
  15. http://www.initiative-iledefrance.fr/index.php?option=com_content&view=article&id=389:francois-buttet-delegue-interregional-ile-de-france-dedf&catid=25:temoignages&Itemid=38
  16. http://www.usinenouvelle.com/article/un-incubateur-d-idees-chez-edf.N124501
  17. EDF et Veolia tombent d'accord pour partager Dalkia, Challenges, 28 octobre 2013
  18. Espace Activités du Groupe EDF
  19. Décret n° 2005-1069 du 30 août 2005, sur le site legifrance.gouv.fr
  20. Décret n° 2005-1481 du 25 novembre 2005, sur le site legifrance.gouv.fr
  21. Loi de 1906, sur le site legifrance.gouv.fr
  22. Le Groupe EDF Sur le site interactive-trader
  23. Document de référence / rapport financier annuel 2012 du groupe EDF / chapitre 6 Aperçu des activités page 10
  24. Parc de référence nucléaire : 63100 MW, sur le site clients.rte-france.com
  25. a et b Cf. Liste des réacteurs nucléaires en France
  26. [PDF] Flux de trésorerie d'exploitation EDF SA (2005) sur le site d'EDF
  27. [PDF] [PDF]Flux de trésorerie d'exploitation EDF Groupe (2005) sur le site d'EDF
  28. (en) page "Our Nuclear Power Stations", sur le site edfenergy.com
  29. site EDF-Energy page "Thermal Power Generation"
  30. "About EDF Energy", sur le site edfenergy.com
  31. Nucléaire : Londres commande à EDF deux EPR pour 19 milliards d'euros Challenges, 21 octobre 2013
  32. Hydraulique, chiffres-clés, sur le site activites.edf.com
  33. et électricité : les spécificités des systèmes insulaires., sur le site lenergeek.com du 29 mai 2012
  34. Les zones françaises non interconnectées, sur le site smartgrids-cre.fr, consulté le 12 février 2013
  35. La dérogation de la Communauté européenne en faveur des systèmes électriques non-interconnectés - site EDF SEI
  36. L’énergie électrique à la Guadeloupe Énergies nouvelles et renouvelables - section 2 "La production d’énergie électrique"
  37. L’ÉNERGIE EN GUADELOUPE, UN CHALLENGE PERMANENT - section "L’énergie électrique" - publication INSEE nov 2010
  38. Corse et outre-mer, sur le site sei.edf.com, consulté le 12 février 2013.
  39. Part d'électricité et de la chaleur produites à partir de sources d'énergie renouvelable pour EDF, le groupe EDF et les principales filiales du Groupe - Données EDF
  40. site de la CRE
  41. Key figures 2011, sur le site about-us.edf.com
  42. Bentley Infrastructure 500 Index, sur le site bentley.com
  43. a et b Résultat d’exploitation avant dotations aux amortissements et provisions
  44. Assemblée générale des actionnaires 2011 page 8
  45. cf pages 117 et 118 pour la liste des filiales fin 2010
  46. rapport annuel 2010 page 4
  47. Énergie : EDF détient 99,484 % d'Edison, LeFigaro Économie du 06 septembre 2012
  48. Une centrale sur gaz naturel à Vlissingen-Oost, en partenariat avec le producteur local DELTA
  49. Site web du projet
  50. EDF et CGNPC sont parvenus à un accord pour la construction de deux réacteurs nucléaires de technologie EPR en Chine: "La participation d’EDF au sein de TNPC s’élève à 30 % pour 50 ans, soit la durée maximale autorisée pour une joint venture en Chine. Le Groupe devient ainsi pour la première fois investisseur dans la production nucléaire dans ce pays.", sur le site euro-energie.com
  51. La Loi du 8 avril 1946 et son décret d'application du 22 juin 1946
  52. Jean-Jacques Parrietti, Les Houillères de Ronchamp vol. I : La mine, 2001, p. 73.
  53. La loi du 10 février 2000.
  54. Loi 2003-08.
  55. La Loi du 9 août 2004.
  56. Le décret 2000-456.
  57. Le décret 2003-100.
  58. Le décret 2004 597.
  59. Graphique interactif depuis l'introduction, site Finance.EDF consulté le 24 mars 2014.
  60. Structure de l'actionnariat, site Finance.EDF consulté le 24 mars 2014.
  61. Décret 46-1541 du 22 juin 1946 (consolidé) [PDF].
  62. C’est-à-dire correspondant à la différence actualisée des espérances de versements de mêmes prestations du régime générale, entre la moyenne des adhérents au régime général et la moyenne des adhérents du régime des IEG. Cet écart est uniquement lié aux écarts démographiques (âge, espérance de vie…) entre les deux population, et non à un différence de prestation.
  63. C’est un moyen de dégager à peu près 3 milliards de francs de recettes supplémentaires sur 1997, puisque cela représente 52 milliards qui vont annuler le report fiscal déficitaire de 49 milliards d’EDF [PDF].
  64. Colette Neuville : « On risque d’affaiblir EDF ».
  65. Image de Zeltron et Zeltron chez Electra, sur le site eighties.fr
  66. Ministère de l’écologie du développement durable et de l’énergie - Publicité dans le domaine de l’énergie
  67. « Électricité et gaz : mode d'emploi »,‎ 23 octobre 2008 (consulté le 9 septembre 2012)
  68. www.edf-bleuciel.fr
  69. Art. 28 de la loi du 8 avril 1946
  70. La dérive des institutions sociales d'EDF-GDF, Le Monde, 04/04/2007
  71. Et 14 % chez GDF selon le rapport de la Cour des Comptes. Le Figaro, 04/04/2007.
  72. Le Figaro, 4 avril 2007
  73. http://www.lejdd.fr/Societe/Justice/Actualite/La-CGT-renvoyee-en-correctionnelle-553190
  74. Le Figaro, 5 avril 2007
  75. « La Cour considère que de profonds changements doivent être apportés à l’organisation et au fonctionnement des institutions sociales. », Rapport de la Cour des comptes, page 87
  76. Site CRE
  77. Énergies Strasbourg, fournisseur d'électricité et de gaz dans le Bas-Rhin
  78. Site Alterna
  79. Site GEG
  80. Sorégies fournisseur distributeur d'électricité et de gaz de la Vienne, conseil en énergie
  81. SIGEXY SAS - Filiale de commercialisation de la SICAE de la Somme et Cambraisis
  82. KALIBRA XE
  83. Qui a fait en 2007 l'objet d'une bataille boursière entre E.ON et une association regroupant Enel et Acciona Résultats recherche lesechos.fr
  84. RTE - Clients & acteurs du marché - Offres et services
  85. Solaire: EDF condamné pour abus de position dominante, Challenges, 17 décembre 2013
  86. EDF accusé d'espionner Greenpeace au Royaume-Uni sur Le Monde.fr

Annexesmodifier | modifier le code

Sur les autres projets Wikimedia :

Bibliographiemodifier | modifier le code

Articles connexesmodifier | modifier le code

Liens externesmodifier | modifier le code








Creative Commons License