Comment le géant nucléaire français a perdu 17,9 milliards d’euros

En février 2023, l’électricien public français Électricité de France (EDF) a fait état d’une perte nette de 17,9 milliards d’euros pour l’exercice 2022, soit le pire déficit financier de l’histoire de l’entreprise et l’une des plus importantes pertes annuelles jamais enregistrées par une société en Europe. À peine quatre mois plus tard, en juin 2023, l’État français a finalisé le rachat public des actionnaires minoritaires restants d’EDF pour 9,7 milliards d’euros, au prix de 12 euros par action, retirant ainsi l’entreprise de la Bourse de Paris pour la ramener à un actionnariat 100 % public. L’effondrement du bilan d’EDF, au cours d’une année marquée par des prix de l’électricité historiquement élevés en Europe, a mis en lumière une profonde contradiction structurelle au cœur de la politique énergétique française : un régime réglementaire qui obligeait l’exploitant du plus grand parc nucléaire d’Europe à subventionner ses concurrents sur le marché de détail à des prix fixes inférieurs à ceux du marché, tout en supportant l’intégralité du risque opérationnel et financier de la production physique. ^[1]

Le plan Messmer de 1974 et la standardisation du parc nucléaire#

L’architecture contemporaine du système électrique français trouve son origine au lendemain de l’embargo pétrolier d’octobre 1973 de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), qui a quadruplé les prix mondiaux du brut et révélé la dépendance aiguë de la France aux hydrocarbures importés. Le 6 mars 1974, le Premier ministre Pierre Messmer a annoncé un programme industriel d’une ampleur sans précédent : la France allait progressivement abandonner les centrales électriques à combustibles fossiles pour construire un parc standardisé de réacteurs à eau pressurisée (REP), fondé sur des modèles sous licence Westinghouse adaptés par Framatome et exploités par EDF, l’entreprise publique créée par la loi de nationalisation d’après-guerre du 8 avril 1946. ^[2]

Sous le slogan « tout électrique, tout nucléaire », EDF a mis en service 58 réacteurs à eau pressurisée répartis dans 19 centrales entre la fin des années 1970 et la fin des années 1990. En standardisant les séries de réacteurs en paliers uniformes de 900 mégawatts, 1 300 mégawatts et 1 450 mégawatts, EDF a réalisé d’importantes économies d’échelle dans l’ingénierie, la fabrication des composants, la formation des équipes et la maintenance. Au début des années 2000, le parc nucléaire produisait environ 70 à 75 % de l’électricité nationale française — la part nucléaire la plus élevée au monde — et a fait de la France le premier exportateur net d’électricité en Europe, acheminant régulièrement 60 à 70 térawattheures (TWh) par an vers les réseaux voisins en Allemagne, en Italie, en Espagne, en Belgique et au Royaume-Uni. ^[3]

Alors que les directives de l’Union européenne de la fin des années 1990 et des années 2000 poussaient les États membres à libéraliser les marchés de gros et de détail de l’énergie, le parc nucléaire historique d’EDF est devenu à la fois un avantage économique et un champ de bataille réglementaire. En novembre 2004, le statut juridique d’EDF est passé d’un établissement public à caractère industriel et commercial (EPIC) à celui d’une société anonyme, et en novembre 2005, le gouvernement français a introduit environ 15 % du capital d’EDF à la Bourse de Paris au prix de 32 euros par action, levant ainsi plus de 7 milliards d’euros tout en conservant une participation majoritaire de 84 à 85 %. ^[4]

La loi NOME de 2010 et le mécanisme ARENH à 42 €/MWh#

L’ouverture à la concurrence du marché de détail de l’électricité en France en juillet 2007 a créé un dilemme structurel immédiat pour les autorités européennes de la concurrence. Parce qu’EDF possédait le parc nucléaire amorti construit sous la protection du monopole d’État depuis 1974, ses coûts de production marginaux et moyens étaient bien inférieurs au coût de construction de nouvelles capacités de production au gaz ou renouvelables. Les fournisseurs alternatifs sur le marché de détail ont fait valoir qu’ils ne pourraient jamais rivaliser pour conquérir les ménages ou les clients industriels français à moins d’obtenir l’accès à la production nucléaire de base d’EDF à des tarifs reflétant les coûts. ^[5]

Pour résoudre une longue enquête antitrust de la Commission européenne sans démanteler EDF, le Parlement français a promulgué la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité (ou Loi NOME). Entrée en vigueur le 1er juillet 2011 et prévue pour s’appliquer jusqu’au 31 décembre 2025, la Loi NOME a créé l’Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH), un mécanisme d’accès régulé obligeant EDF à vendre une part substantielle de sa production nucléaire historique à ses fournisseurs concurrents à un prix fixe administré par l’État. ^[6]

Selon les règles de l’ARENH supervisées par le régulateur français de l’énergie, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), les fournisseurs alternatifs pouvaient acheter jusqu’à un plafond national global de 100 TWh par an, soit environ un quart de la production nucléaire annuelle normale d’EDF. À partir du 1er janvier 2012, le gouvernement français a fixé le prix de cession de l’ARENH à 42 euros par mégawattheure (MWh) et a laissé ce prix gelé pendant une décennie. ^[7]

La Cour des comptes française et les économistes de l’énergie ont rapidement souligné l’option asymétrique intégrée dans la conception de l’ARENH. Étant donné que les fournisseurs alternatifs avaient le droit, mais non l’obligation, de souscrire aux volumes de l’ARENH chaque mois de novembre pour l’année civile suivante, leur comportement suivait les prix du marché de gros sur la bourse européenne de l’électricité (EPEX Spot) :

• Lorsque les prix de gros de l’électricité en Europe tombaient en dessous de 42 €/MWh — comme ce fut le cas entre 2014 et 2016 dans un contexte de baisse des prix du charbon et du carbone —, les fournisseurs alternatifs délaissaient le guichet de l’ARENH et achetaient de l’électricité moins chère directement sur le marché de gros, laissant EDF vendre sa production nucléaire à des prix au comptant déprimés.
• Lorsque les prix de gros dépassaient 42 €/MWh, les fournisseurs concurrents exerçaient l’intégralité de leurs droits jusqu’au plafond de 100 TWh, captant ainsi l’écart entre le prix nucléaire régulé de 42 €/MWh et les prix plus élevés du marché, tandis qu’EDF était empêchée de profiter de la hausse du marché nécessaire pour financer le programme Grand Carénage de plusieurs milliards d’euros destiné à prolonger la durée de vie de ses réacteurs vieillissants.

La crise de la corrosion sous contrainte de 2021-2022 et le mandat du bouclier tarifaire de 20 TWh#

Fin 2021 et tout au long de l’année 2022, deux chocs violents ont convergé simultanément sur EDF. Le premier était d’ordre technique. Lors des inspections décennales de routine menées fin 2021 sur les réacteurs de 1 450 mégawatts de Civaux-1 et Chooz-B2, les ingénieurs d’EDF ont découvert des microfissures de corrosion sous contrainte (corrosion sous contrainte) près des soudures de la tuyauterie du système d’injection de sécurité, conçu pour refroidir le cœur du réacteur en cas d’urgence. Des contrôles par ultrasons ultérieurs ont permis d’identifier des défauts similaires sur plusieurs unités de 1 450 mégawatts et 1 300 mégawatts. Combinées aux retards des calendriers de maintenance liés à la pandémie depuis 2020, les réparations liées à la corrosion sous contrainte ont contraint EDF à mettre à l’arrêt plus de la moitié de ses 56 réacteurs opérationnels à la mi-2022. ^[8]

En conséquence, la production nucléaire annuelle française d’EDF a plongé, passant de 360,7 TWh en 2021 à seulement 279 TWh en 2022, soit son niveau le plus bas depuis 1988, avant l’achèvement du parc Messmer. Pour la première fois en 42 ans, la France a perdu son statut de premier exportateur net d’électricité en Europe pour devenir un importateur net sur l’ensemble de l’année civile 2022.

Le second choc fut géopolitique et réglementaire. Alors que la Russie réduisait ses livraisons de gaz naturel par gazoduc vers l’Europe avant et après son invasion de l’Ukraine en février 2022, les prix de gros de l’électricité en Europe — liés au coût marginal de la production au gaz naturel — ont atteint des records historiques, dépassant brièvement les 700 à 1 000 €/MWh sur les marchés à terme et au comptant français en août 2022, avec une moyenne bien supérieure à 250 €/MWh sur l’année. Déterminé à plafonner la hausse des tarifs réglementés de l’électricité pour les particuliers à 4 % dans le cadre de son bouclier tarifaire pour les consommateurs à l’approche de l’élection présidentielle d’avril 2022, le gouvernement français a annoncé en janvier 2022, puis officialisé par décret en mars 2022, une augmentation exceptionnelle du plafond de l’ARENH de 100 TWh à 120 TWh pour l’année 2022.

En vertu de ce décret d’urgence, EDF a reçu l’ordre de vendre 20 TWh supplémentaires d’énergie nucléaire à ses fournisseurs concurrents entre le 1er avril et le 31 décembre 2022, au prix de 46,2 €/MWh. Étant donné qu’EDF souffrait déjà de pannes aiguës de ses réacteurs et ne possédait pas physiquement cette électricité nucléaire supplémentaire, le décret a obligé l’entreprise à acheter les 20 TWh manquants sur le marché de gros aux prix fixés pendant la période de référence du printemps 2022 — soit une moyenne d’environ 257 €/MWh — et à revendre immédiatement ces mégawattheures à ses concurrents sur le marché de détail à 46,2 €/MWh, tout en rachetant simultanément de l’électricité de remplacement sur les marchés au comptant à plus de 400 €/MWh pour couvrir ses propres engagements envers ses clients.

Une perte record de 17,9 milliards d’euros et le recours devant le Conseil d’État#

L’impact financier de l’achat d’électricité à des prix de gros records et de sa revente à des tarifs réglementés plafonnés a dévasté le compte de résultat d’EDF. Bien qu’EDF ait déposé un recours juridique formel devant le Conseil d’État (la plus haute juridiction administrative française) pour réclamer 8,34 milliards d’euros d’indemnisation à l’État pour l’allocation forcée des 20 TWh — une demande que le Conseil d’État a finalement rejetée en février 2023 au motif que la protection du pouvoir d’achat des consommateurs justifiait cette intervention —, l’hémorragie de trésorerie a contraint l’État français à intervenir directement.

Lorsqu’EDF a publié ses états financiers pour l’ensemble de l’année 2022 en février 2023, l’ampleur des dégâts était indéniable. L’excédent brut d’exploitation (EBITDA) a basculé d’un solde positif de 18,0 milliards d’euros en 2021 à un solde négatif de 5,0 milliards d’euros en 2022. Le résultat net part du groupe a chuté pour atteindre une perte record de 17,9 milliards d’euros, tandis que la dette financière nette a bondi de plus de 21 milliards d’euros en une seule année pour s’établir à 64,5 milliards d’euros.

La nationalisation complète à 9,7 milliards d’euros en 2022-2023 et l’accord post-ARENH#

Reconnaissant qu’une entreprise partiellement cotée en bourse, grevée d’une dette de 64,5 milliards d’euros et soumise à des contrôles de prix politiques, ne pouvait ni financer le plan de Belfort annoncé par le président Emmanuel Macron en février 2022 — prévoyant la construction d’au moins six nouveaux réacteurs pressurisés évolutifs EPR2 — ni se refinancer sainement sur les marchés de capitaux privés, la Première ministre Élisabeth Borne a annoncé le 6 juillet 2022 que l’État allait entièrement nationaliser EDF. Le 19 juillet 2022, le ministère de l’Économie et des Finances a lancé une offre publique d’achat simplifiée pour acquérir les 15,9 % restants du capital social d’EDF et des obligations convertibles (OCEANEs) qui n’étaient pas encore détenus par l’État, au prix de 12,00 euros par action, soit une prime de 53 % par rapport au cours de clôture de 7,84 euros précédant l’annonce, bien que ce montant soit très inférieur au prix d’introduction en bourse de 32 euros de 2005.

Après que la cour d’appel de Paris a rejeté un recours juridique d’associations d’actionnaires minoritaires, qui faisaient valoir que l’offre à 12 euros sous-évaluait EDF parce que l’État lui-même avait fait chuter le cours de l’action par le biais du mandat ARENH de 2022, le retrait obligatoire a été finalisé et les actions d’EDF ont été retirées de la cote d’Euronext Paris le 8 juin 2023, pour un coût total de 9,7 milliards d’euros pour le Trésor public français. Plus tard en 2023, afin d’éviter que la crise de 2022 ne se reproduise à l’expiration du dispositif ARENH fin 2025, le gouvernement français et EDF se sont accordés sur un cadre post-ARENH centré sur un prix nucléaire de référence moyen d’environ 70 €/MWh, assorti d’un mécanisme progressif de redistribution des revenus exceptionnels aux consommateurs.

Mécanisme Théorique et Transmission de Bilan#

Selon le modèle d’instabilité financière de Kindleberger–Minsky (Kindleberger, 1978 ; Minsky, 1986) et la théorie de la déflation par la dette d’Irving Fisher (1933), les bulles spéculatives deviennent systémiques lorsque l’expansion du crédit fait basculer les bilans d’un financement couvert vers un financement spéculatif et de type Ponzi fondé sur l’effet de levier à court terme.

Dès que le retournement du marché déclenche des appels de marge, les liquidations forcées d’actifs provoquent une spirale déflationniste qui dégrade la solvabilité bancaire.

Sources et lectures complémentaires#

1. International Energy Agency (IEA), « Renationalisation of EDF, » IEA Policy Database, 2023. Référence historique et financière
2. Direction de l’information légale et administrative, « Marchés de l’électricité : une organisation mise en cause, » Vie-publique.fr / Cour des comptes summary, 2022. Référence historique et financière
3. Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), « Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH), » CRE, 2022. Référence historique et financière
4. Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), « Les demandes d’ARENH pour 2022, » CRE, 2021. Référence historique et financière
5. Enerdata, « France mandates EDF to sell 100 TWh of power under the ARENH scheme in 2023, » Enerdata Daily Energy News, 2022. Référence historique et financière
6. World Nuclear News, « Agreement on post-ARENH nuclear electricity pricing, » World Nuclear Association, 2023. Référence historique et financière
7. Irving Fisher — "The Debt-Deflation Theory of Great Depressions," Econometrica 1, no. 4 (FRASER Federal Reserve Archive, 1933): 337–357 Banque centrale / Autorité monétaire
8. Charles P. Kindleberger & Robert Z. Aliber — Manias, Panics, and Crashes: A History of Financial Crises (Palgrave Macmillan) Recherche académique évaluée

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