2023 a marqué le « retour » à une « dynamique » de « production à haut niveau », a affirmé le PDG d'EDF, Luc Rémont, qui a pris son poste en novembre 2022.
Après l'annonce en 2022 d'une relance du nucléaire en France, que s'est-il passé chez EDF, secoué par une crise industrielle et financière majeure ? Avant d'entamer 2024, La Tribune vous propose de revenir sur les événements qui ont marqué les douze derniers mois de l'entreprise, de la gestion d'un problème massif de corrosion sous contrainte à l'accord crucial décroché avec l'Etat sur les prix de l'électricité, en passant par le chantier colossal du retour de l'atome.
C'était il y a un peu plus d'un an. Le 9 décembre 2022, la Première ministre, Elisabeth Borne, envoyait une lettre de mission au nouveau PDG d'EDF, Luc Rémont. Elle demandait alors à l'énergéticien, secoué par l'une des périodes les plus noires de son histoire, de rétablir sa production, de maîtriser les projets en cours et de redresser ses finances. Le but : lui faire remonter la pente, après une perte nette colossale de quelque 18 milliards d'euros (et une dette record de 64,5 milliards d'euros), et alors même que l'exécutif venait d'annoncer son intention de remettre le nucléaire au centre du jeu de sa politique énergétique.
Douze mois plus tard - et bientôt quatorze mois après la prise de fonction de l'ancien numéro 2 de Schneider Electric -, ces chantiers ont-ils avancé, alors que
l'Etat a finalisé en juin son acquisition à 100% du groupe
? Niveaux de production, régulation du prix de l'électricité, contrats de vente à l'export, accélérations dans les renouvelables... A l'aube de la nouvelle année, qui sera décisive pour mettre en musique la relance du nucléaire voulue par Emmanuel Macron, La Tribune dresse le bilan de 2023.
Dès l'origine, le groupe partait mal : alors que les grands énergéticiens affichaient des résultats insolents en 2022, profitant de l'envolée des prix de l'énergie sur les marchés, EDF avait été fortement pénalisé par la baisse de sa production nucléaire. Son parc traversait en effet une crise industrielle sans précédent, avec une disponibilité historiquement basse en raison d'un problème de corrosion affectant les réacteurs les plus récents et de lourdes opérations de maintenance impliquant des arrêts de tranches de plusieurs mois. Résultat : celui-ci avait difficilement produit 270 térawattheures (TWh) sur l'année,
un chiffre en recul de 30% par rapport à la moyenne des vingt dernières années.
Mais 2023 a marqué le « retour » à une « dynamique » de « production à haut niveau », a affirmé il y a quelques mois Luc Rémont. De fait, le plan de contrôle des réacteurs (pour surveiller s'ils sont touchés par la corrosion, et, le cas échéant, les réparer) s'est déroulé sans accroc. Si bien qu'EDF estime avoir produit entre 300 et 330 TWh d'électricité nucléaire cette année. La raison, entre autres : un changement de doctrine consistant à réparer systématiquement, sans vérification préalable, les réacteurs les plus susceptibles de développer un problème de corrosion.
Résultat : EDF a renoué avec les bénéfices au premier semestre, en engrangeant 5,8 milliards d'euros. Reste à connaître les résultats sur la seconde moitié de l'année, qui seront probablement bons.
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« Sur les niveaux de production en tant que tel, il ne faut pas s'attendre à des chiffres transcendants. Mais les performances industrielles ont surpassé les attentes, ce qui arrive rarement chez EDF », souligne Tristan Kamin, ingénieur en sûreté nucléaire et administrateur de l'association Les voix du nucléaire.
Des ambitions insuffisantes ?
Des ambitions insuffisantes ?
Il n'empêche : « Les prévisions de production pour les prochaines années restent très basses », poursuit l'ingénieur. De fait, celles-ci demeurent bien éloignées des niveaux historiques, lesquels flirtaient autour de 400 TWh générés par an. EDF a d'ailleurs annoncé il y a quelques jours, le 21 décembre, qu'il projetait de fournir entre 335 et 365 TWh d'électricité atomique en 2026. Soit la même fourchette qu'en 2025, ni plus, ni moins.
Pourtant, après la débâcle historique de l'an dernier, les prévisions tablaient jusqu'alors sur une croissance continue : 300 à 330 TWh en 2023, puis 315 à 345 TWh en 2024, avant d'atteindre 335 à 365 TWh en 2025. Force est de constater que le parc atteindra alors un plateau, bien loin des 380 TWh enregistrés en 2019, et des quelque 400 TWh de 2015.
Et ceci s'expliquerait par le planning du Grand Carénage, ce vaste programme de contrôle et de mise à niveau des centrales pour les prolonger le plus possible, comme demandé par Emmanuel Macron début 2022. Car celui-ci se décline à travers les « visites décennales », des opérations de grande ampleur réalisées - comme leur nom l'indique - tous les dix ans, qui nécessitent d'arrêter la tranche concernée. Or, celles-ci durent de plus en plus longtemps.
« Cela demande d'ajouter et de modifier beaucoup de matériel. Jusqu'ici, pour la quatrième visite décennale [qui a lieu actuellement et s'étendra jusqu'en 2030, ndlr], il y a eu 6 fois le volume d'activités que lors des précédents réexamens périodiques. On a complètement changé d'échelle », explique-t-on chez EDF.
Par conséquent, et afin de permettre aux centrales nucléaires de produire davantage et donc à EDF de gagner plus, l'électricien cherche à réduire le temps d'arrêt lié à la quatrième visite décennale. « La masse de travaux est telle que l'inspecteur général s'interroge sur l'opportunité de mieux fractionner l'ensemble du dispositif », a affirmé en février Cédric Lewandowski, directeur exécutif d'EDF, en charge du parc nucléaire et thermique. Dans cette optique, le groupe a engagé des discussions avec le gendarme du nucléaire pour « simplifier autant que possible » le travail, notamment pour les quatrièmes visites décennales à venir des réacteurs les plus récents, ceux de 1.300 mégawatts, sans pour autant remettre en cause la sûreté.
« Il serait intéressant que les parlementaires s'emparent du sujet, afin de dresser un bilan complet des visites décennales. L'idée serait de savoir si on n'en a pas fait trop, au point de ravager la performance industrielle. Si c'est le cas, il faudra les rationaliser », assume Tristan Kamin.
En parallèle, pour qu'EDF produise davantage d'électricité issue de son parc nucléaire, le gouvernement fixera chaque année un objectif de performance dont dépendra une partie de la rémunération des dirigeants du groupe, a-t-on appris il y a quelques mois.
En effet, alors que le gouvernement espérait réguler l'ensemble du parc nucléaire d'EDF, afin d'assurer une visibilité maximale sur les tarifs de l'électricité et faire en sorte qu'il soit le plus attractif possible, l'accord qu'il a obtenu avec l'énergéticien, dévoilé mi-novembre, favorise davantage la fixation des prix par les marchés. L'entreprise pourra donc vendre son électricité selon ses propres conditions, via des systèmes d'enchères ou en négociant des contrats de gré à gré, sans se voir imposer les termes par l'Etat.
Il faut dire que, dès l'origine, Luc Rémont se montrait combatif. « EDF n'est pas nationalisé, il a un actionnaire à 100% ! », avait-il lancé début juin en ouverture du colloque de l'Union française de l'électricité (UFE), s'opposant à un prix de l'électricité trop faible pour les usagers. «Dans le consensus que nous devrons former in fine, il faut que la nécessité d'investir [d'EDF] ne soit pas oubliée ! », avait-il répété le 27 juillet.
Le système ainsi négocié permettra donc à l'énergéticien de se débarrasser de ce qu'il présentait comme l'un de ses plus gros boulets : l'ARENH (pour l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique). Et pour cause, ce mécanisme le contraint depuis 2010 à vendre à 42 euros le MWh seulement une partie de sa production aux fournisseurs concurrents, afin de répercuter cette ristourne aux consommateurs.
Attention cependant : cette victoire d'EDF pourrait bien finir par se retourner contre l'entreprise. « Si les prix de marché restent hauts, elle sera gagnante. Mais si on assiste à un bouleversement des fondamentaux et que les cours s'effondrent, rien dans cet accord ne la protègera, et elle sera contrainte de brader sa production », avertit une source informée ayant requis l'anonymat.
De fait, l'exécutif souhait, à l'origine, administrer les tarifs de vente de l'électricité d'EDF afin qu'ils ne dépassent pas un certain plafond, pour préserver le pouvoir d'achat des consommateurs...mais également pour qu'ils soient supérieur à un certain plancher en cas de chute des prix sur les bourses d'échange. Cette option abandonnée, le jeu s'avère bien risqué pour l'énergéticien.
« Si les cours chutent, EDF n'aura d'autre choix que de taper à la porte du contribuable. Ce qui est incroyable, c'est que la France a obtenu la possibilité de définir un prix plancher à Bruxelles, malgré la frilosité de la Commission et de certains Etats sur les aides d'Etat. C'est EDF qui a fait pression pour abandonner cette solution, avec une vision horriblement court-termiste » juge Fabien Choné, ancien patron de Direct Energies et ex-présidentde l'Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE).
Et pour cause : le groupe voulait à tout prix éviter que l'exécutif bruxellois lui impose un démantèlement du groupe, avec une séparation de ses activités dans le renouvelables notamment, à l'instar du projet Grand EDF (ex-Hercule). Et ce, au motif d'une protection trop forte assurée par l'Etat face aux risques du marché.
« En fixant des prix qui seront très largement ceux du marché, l'accord metà l'abri de toute ingérence de la Commission européenne, opposée à des distorsions de concurrence», expliquait il y a quelques semaines à La Tribune l'économiste Jacques Percebois,qui siégeait à la fameuse Commission Champsaur de 2009, à l'origine de l'instauration d'un accès régulé à l'énergie nucléaire.
« Rien ne dit que la Commission aurait exigé une séparation juridique des activités. Celle-ci peut très bien se faire de manière comptable », maintient pour sa part Fabien Choné.
Le chantier industriel des EPR, en France comme à l'export
Le chantier industriel des EPR, en France comme à l'export
Autre dossier primordial pour EDF : le renouvellement de son parc actuel, alors qu'Emmanuel Macron a annoncé en février 2022 la construction de 6 réacteurs EPR (plus 8 en option). A cet égard, l'année 2023 a, là aussi, bien mal commencé : le 16 décembre 2022, à l'aube de la nouvelle année, le groupe annonçait un nouveau retard de six mois dans la mise en service du seul EPR en construction, celui de Flamanville, après douze ans de déboires. Son raccordement au réseau est désormais prévu à la mi-2024.
Il n'empêche : pour permettre la relance, l'entreprise s'est activée. Dès juin 2023, EDF a déposé les demandes d'autorisations pour construire la première paire de réacteurs EPR2 sur le site de Penly, et compte entamer « courant 2024 » les travaux préparatoires, qui comprennent le terrassement et l'élaboration de la plateforme.
En parallèle, l'énergéticien avance sur le plan détaillé des EPR2, tandis que les grandes options de conception et de sûreté ont d'ores et déjà été validées par l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN). « En 2024, 70% des études de design seront terminées, contre moins de 30% pour l'EPR de Flamanville à l'époque », note Tristan Kamin, ingénieur d'étude en sûreté nucléaire. Emmanuel Macron devrait d'ailleurs officialiser le projet de construction de huit réacteurs supplémentaires, comme il l'a laissé entendre mi-décembre à Toulouse.
Dans cette optique, EDF prépare sa « révolution industrielle ». Et entend passer d'un ou deux réacteurs construits par décennie à « 1 à 1,5 par an » en Europe au cours de la prochaine décennie, a affirmé il y a quelques semaines Luc Rémont. Alors que La Tribune avait dévoilé cette ambition le 10 octobre, le PDG du géant de l'électricité l'avait confirmée à quelques journalistes en marge du World Nuclear Exhibition (WNE), le salon mondial du nucléaire civil organisé tous les deux ans à Villepinte, près de Paris.
Un tel niveau de production passera de facto par l'export. S'il mène des discussions avec plusieurs pays européens à différents stades de maturité (Pologne, en Finlande, Suède, aux Pays-Bas, en Slovaquie, en Slovénie, Italie), EDF a ainsi annoncé fin novembre la conclusion de plusieurs accords de coopération au Canada, en Inde et en République tchèque à qui le groupe a remis récemment une offre pour construire jusqu'à 4 EPR.
Le groupe français espère notamment une décision sur le projet de construction en Inde de six réacteurs EPR pour la centrale de Jaitapur, dans l'Etat du Maharashtra, un projet dans les tuyaux depuis 15 ans et qui s'est accéléré depuis le printemps 2021. Le PDG, qui s'est rendu en octobre en Inde, a précisé que son groupe continuait d'« affiner les questions techniques » avec son partenaire. Le sujet du financement « viendra plus tard », a-t-il indiqué.
Il peut en tout cas s'appuyer sur un contexte favorable : la volonté de relancer cette filière dépasse les frontières de la France : selon l'Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA), une douzaine de pays devraient passer à l'atome au cours de la décennie. Alors qu'environ 400 réacteurs sont recensés à l'échelle de la planète, l'agence estime qu'il faudrait au moins doubler les capacités de production nucléaire mondiale pour atteindre la neutralité carbone en 2050.
Reste que tout n'est pas gagné, loin de là. « A l'époque où EDF était le principal voire le seul exportateur de réacteurs nucléaires, nous en construisions 4 par an en France et ils fonctionnaient bien. Dès lors que l'on souhaite vendre des réacteurs qu'on n'a jamais construits, sur des conceptions pas encore expérimentées, et dans un contexte où le tissu industriel a du mal à se remettre en place, cela risque d'être très compliqué », estime Hervé Machenaud, a
ncien directeur de la branche Asie-Pacifique du groupe EDF et membre du comité exécutif.
Le groupe compte cependant, dans une moindre mesure, sur un autre modèle que les EPR2 : les Small Modular Reactors, ou SMR, des petits réacteurs modulaires
dont la puissance ne dépasse pas les 300 mégawatts (contre plus de 1.500 pour les EPR). Conçus pour être fabriqués en série en usine puis transportés sur le lieu de leur exploitation, ils intéressent de plus en plus les Etats-Unis, le Royaume-Uni mais aussi la Suède, entre autres.
Reste que les Etats-Unis et la Chine ont pris de l'avance tant par le nombre de projets recensés que par leur stade de développement. En décembre 2022, EDF et l'énergéticien finlandais Fortum ont néanmoins signé un accord de coopération visant à explorer conjointement les opportunités de développement de SMR et de grands réacteurs nucléaires en Finlande et en Suède. Par ailleurs, Bruxelles a annoncé en novembre le lancement d'une alliance industrielle européenne sur les SMR, dont la concrétisation est attendue début 2024.
Enfin, même si le nucléaire représente l'essentiel de ses activités de production (
78,2 % en 2021
), l'électricien tricolore continue également son accélération dans les renouvelables, via sa filiale éponyme. Il a notamment décroché fin mars le développement de son cinquième parc d'éoliennes en mer, sur huit en développement en France. Et ce, grâce à un prix extrêmement agressif de 44,9 euros.
De quoi faire grincer des dents ses compétiteurs, l'espagnol Iberdrola, Ocean Winds, la coentreprise entre Engie et le portugais EDPR, TotalEnergies en binôme avec l'allemand RWE, le britannique Shell, ainsi que le suédois Vattenfall en duo avec Skyborn Renewable. Alors que le gouvernement doit lancer un appel d'offres massif en 2025 pour l'installation de 10 gigawatts d'éolien en mer au large des côtés françaises, reste à voir si l'entreprise continuera sur sa lancée.
