C'est une question épineuse, source d'âpres tractations entre EDF et le gouvernement : combien l'électricité vendue par l'énergéticien tricolore, dont l'État vient de prendre ce jeudi 100% du capital, coûtera aux grands industriels français ? Alors que ces derniers ont besoin de visibilité et de compétitivité dans leurs achats d'énergie, une condition sine qua non à la réindustrialisation du pays, les deux parties peinent à tomber d'accord sur un montant.
Au point que les sous-entendus piquants se multiplient de part et d'autres : « EDF n'est pas nationalisé, il a un actionnaire à 100% ! », a ainsi lancé jeudi le PDG du groupe, Luc Rémont, en ouverture du colloque de l'Union française de l'électricité (UFE) - signe qu'il ne compte pas se laisser imposer n'importe quelle condition sans broncher. « C'est l'Etat français, avec de l'argent public, qui a financé tout le nucléaire », rétorque une source ministérielle - autrement dit, ses intérêts prévalent sur les finances de l'entreprise.
« Il y a une vision diamétralement opposée entre l'entreprise et l'Etat », confie un connaisseur du dossier.
Les grands industriels, eux, ne peuvent qu'attendre l'issue des négociations, et espérer un cadre qui leur sera favorable.
EDF craint de devoir vendre à un prix « non tenable »
Si le sujet divise autant, c'est parce qu'EDF redoute de devoir leur céder systématiquement sa production à prix cassés, dans le cadre de contrats de long terme noués avec des consortiums d'entreprises très consommatrices d'énergie. C'est en tout cas ce que propose le rapport que Philippe Darmayan, ex-président d'ArcelorMittal France, a récemment rendu au gouvernement.
Concrètement, il s'agit là de trouver un successeur au système actuel, appelé ARENH (accès régulé à l'électricité nucléaire historique), qualifié de « poison » par l'ancien PDG du groupe, Jean-Bernard Lévy, et qui arrive à échéance en 2025. Celui-ci oblige aujourd'hui l'énergéticien à vendre un certain volume de son productible à 42 euros par mégawattheure (MWh), un prix qui ne reflète plus ses coûts de production, et a largement contribué à sa dégradation financière.
Or, dans les recommandations de Philippe Darmayan, le prix privilégié pour les contrats à long terme serait proche de celui de l'ARENH, comme nous l'expliquions le 30 mai dernier. Un niveau inenvisageable pour EDF, qui estime que le montant devrait être significativement plus élevé. « Quand on est client, on cherche le prix le plus bas possible. Mais quand on est producteur, je ne dirais pas qu'on cherche le prix le plus haut possible, mais on a quelques contraintes pour assurer une soutenabilité durable de l'offre ! », s'est justifié jeudi Luc Rémont, affirmant que le tarif doit refléter les « opérations, la maintenance et la continuité d'exploitation ».
« Si on se mettait à fournir gratuitement de l'électricité à tout le monde, cela ferait sans doute des heureux mais ce ne serait pas durable ! A la fin, il n'y aurait plus d'électricité du tout », a-t-il ajouté.
Il faut dire que les dernières estimations de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) tablent sur un coût de production de l'ordre de 57 ou 58 euros le MWh pour le parc nucléaire existant d'EDF, soit dix euros de plus que dans son estimation réalisée il y a trois ans.
En clôturant le colloque de l'UFE, le ministre de l'Economie, Bruno Le Maire, a néanmoins voulu ménager EDF : le « juste prix » sera celui qui garantira « une compétitivité à l'industrie française face à la concurrence européenne et internationale », certes, mais tout en permettant de « financer, avec le soutien complémentaire de l'Etat, les investissements nécessaires pour notre système électrique », a-t-il assuré. Un numéro d'équilibriste.
Gré à gré ou consortium ?
Ce n'est pas tout : EDF se montre également frileux à l'idée de nouer lesdits partenariats avec des groupements d'entreprises, comme le consortium Exeltium né en 2008. A l'époque, une trentaine d'industriels électro-intensifs lui avaient versé quelque 1,75 milliard d'euros en échange de droits de tirage sur le parc nucléaire à un tarif préférentiel sur 25 ans.
Dans son rapport, Philippe Darmayan plaide ainsi pour que ce soit différents groupes homogènes d'industriels qui achètent en commun de l'électricité nucléaire via des contrats de long terme. Il préconise d'inclure dans ce dispositif des fonds d'infrastructures afin que ces derniers prennent en charge une partie de la garantie et du financement. Objectif affiché : permettre à toutes les entreprises, mêmes les moins vaillantes, de bénéficier de ce type d'outil.
Mais EDF craint que cela se fasse à ses dépens. Et préfèrerait servir les « industriels de taille significative un par un », officiellement pour leur « faire des propositions adaptées à leur profil de consommation » et « trouver des réponses plus flexibles », a défendu jeudi Luc Rémont. « EDF a un pouvoir de marché tel qu'il ferait ce qu'il veut, ce n'est pas raisonnable ! », rétorque Frank Roubanovitch, président de l'association de grands consommateurs industriels et tertiaires français d'électricité et de gaz CLEEE.« Leur but est surtout d'éviter de faire face à des blocs qui pourraient peser face à eux », abonde-t-on à l'Uniden, qui représente les entreprises grandes consommatrices d'énergie.
« C'est pour ça qu'on milite pour que les industriels puissent participer au financement du Grand Carénage [le vaste programme de renforcement des centrales nucléaires, visant à allonger leur durée d'exploitation possible, ndlr], par exemple. EDF a besoin de ces financements. En échange, sur des formules pouvant se rapprocher d'Exeltium, on aurait accès à des volumes d'électricité sur une période donnée, avec de la visibilité sur le prix et la compétitivité », poursuit un porte-parole.
Cadre européen
Avant toute chose cependant, la France devra obtenir l'aval des autres Etats membres, au Conseil européen du 19 juin, sur la première mouture de la réforme du marché de l'électricité proposée par la Commission européenne.
Et pour cause, c'est ce texte, présenté en mars par l'institution bruxelloise, qui ouvrira la porte à la généralisation de contrats à long terme pour réguler le nucléaire. « Celui-ci doit se stabiliser avant l'été, pour pouvoir être formellement voté en septembre », souligne Frank Roubanovitch à La Tribune. Une fois cette étape cruciale validée, et le bras de fer terminé, les modalités précises devraient être connues.
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