Électricité de France

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Électricité de France (EDF)
Forme juridique :	société anonyme
Dates clés :	fondation en avril 1946, transformation en S.A. en novembre 2004
Slogan :	Quand votre monde s'éclaire
Siège social :	Paris, France
Personnes-clés :	Marcel Boiteux, président d'honneur Pierre Gadonneix, actuel président du C.A.
Secteurs d’activité :	fourniture d'énergie et services
Principaux produits :	électricité
Filiales :	London Electricity
Effectif :	167 300
Site Web :	http://www.edf.com

Électricité de France (EDF) est une entreprise publique créée le 8 avril 1946 à la suite de la proposition de nationalisation des biens de diverses entreprises de production, de transport et de distribution d’électricité. Cette mesure inscrite dans le programme du CNR a été portée par le ministre (communiste et syndicaliste) de la production industrielle Marcel Paul. Établissement public jusqu’en novembre 2004, elle a changé de statut, devenant effectivement une société anonyme à capitaux publics le 19 novembre 2004.

La Loi du 8 avril 1946 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'application fut cependant plus souple que le texte voté car la SNCF, par exemple, continua d'exploiter ses centrales de production; de même que certaines régies continuèrent aussi à produire leur énergie).

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 est un des premiers groupes mondiaux producteurs d’électricité avec 640 TWh produits en 2005.

En 2003, le groupe EDF a produit 22 % ^{documenter et actualiser}de l’électricité de l’Union européenne, sous toutes ses formes.

Le nucléaire domine dans la répartition des sources d'énergie électriques d'EDF en France et dans le Monde et Groupe :
- nucléaire : 86.9 % (EdF)/ 70.5 % (Groupe)
- thermique : 5.3 % (EdF)/ 21.2 % (Groupe)
- hydraulique : 7.8 % (EdF)/ 8 % (Groupe)
- autres renouvelables : <0.1 %(EdF)/0.2 % (Groupe)

Son parc nucléaire est actuellement composé de 58 réacteurs en fonctionnement, dont 34 réacteurs d’une puissance de 900 MW, 20 réacteurs de 1 300 MW et 4 réacteurs de 1 450 MW (cf. Liste des réacteurs nucléaires en France). Ces réacteurs sont répartis sur 19 centrales nucléaires en exploitation (cf. Liste des centrales nucléaires en France).

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 Md€, Flux de trésorerie d'exploitation 8.2 Md€.
EDF groupe 2005 : EBE 13 Md€, Flux de trésorerie d'exploitation 13.9 Md€

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.

Sommaire

1 Le groupe EDF
2 Réorganisation du secteur, changement de statut... (1996-2007)
3 Les réseaux de transport et de distribution
4 Les concurrents d’EDF
- 4.1 Deux prétendants sérieux : Electrabel et Endesa
- 4.2 Les régies municipales ou intercommunales
5 Voir aussi
6 Liens externes

[modifier] Le groupe EDF

EDF est présente en Europe, en Amérique du Sud, en Afrique et en Chine, tant dans la production et la distribution d’électricité que dans les services.

[modifier] Les principales participations (au début de 2004)

En Europe :
- Allemagne : 45,81 % d’EnBW en 2002 (35,38 % en 2001), 100 % EDF Ostalbkreiss, 100 % EDF Weinsberg, 50 % RKI.
- Autriche : 100 % ASA Holding, 100 % Vero, 20 % Groupe Estag
- Belgique : 100 % Semobis
- Espagne : 100 % Hispaelec
- France : 100 % C2, 100 % C3, 100 % EDF (Capital Invest., Dév. Env., Intern.), 100 % Immob. Wagram Étoile, 100 % Richemont, 100 % Sapar (Finance, participations), 100 % Sofilo, 99,86 % Gérance Générale Foncière, 80 % Sté Invest. en Autriche, 74,86 % Électricité de Strasbourg, 67 % Dalkia Invest., 51 % TIRU, 50 % Cerga, 50 % Edenkia, 50 % Dalkia Intern., 50 % Immob. PB6, 50 % SIIF Énergies, 34 % Dalkia Hdg,
- Grande-Bretagne : 100 % EDF Energy, créée après l’acquisition de Seeboard par London Electricity Group en juillet 2002, 100 % EDF Trading, 100 % EDF UK.
- Hongrie : 95,56 % Bert, 95% Demasz (source )

- Italie :
  - 15 % Italenergiabis (holding de contrôle d’Edison) mais seulement 2 % des droits de vote par décision du gouvernement italien, voir Négociations EDF-ENEL
  - 100 % EDF Energia Italia qui vend directement 2,2 TWh en Italie.
  - 100 % Fenice, 40 % Finei, 30 % ISE
- Pays-Bas : 100 % Finelex, 50 % Cinergy Holding
- Pologne : 76,63 % Rybnik, 66,08 % Eck, 49,19 % ECW, 35,42 % Kogeneracja, 24,61 % Zielona Gora
- Slovaquie : 49 % SSE
- Suède : 100 % Skandrenkraft, 36,32 % Groupe Graninge
- Suisse : 50 % Chatelot, 50 % Emosson, 14,25 % Groupe ATEL, 26,26 % Motor Colombus
En Afrique :
- Côte-d'Ivoire : 50 % Azito O&M, 32,85 % Azito Energie
- Égypte : 100 % Port Saïd, 100 % Port Suez
En Amérique :
- Argentine : 100 % EASA, 90 % Edenor, 45 % Sodemsa, 22,95 % Edemsa
- Brésil : 100 % Lidil, 94,79 % Light (Light Energy, Light Overseas Investment) (35,29 % en 2001) serait bientôt vendu après avoir perdu plus de 5 milliards de dollars depuis son achat en 1998 par une filiale malgré l'opposition de son actionnaire, 90 % Norte Fluminense (source NouvelObs du jeudi 16 mars 2006)
- États-Unis : 50 % EnXco
- Mexique : 100 % Central Anahuac, 100 % Central Lomas del Rey, 100 % Central Saltillo, 100 % Controladora del Golfo, 100 % Rio Bravo 4, 51 % Altamira
En Asie :
- Chine : 85 % Synergie, 60 % Figlec, 19,6 % Shandong Zhonghua Power Cy
- Viêt Nam : 56,25 % Mecco

[modifier] Négociations EDF-ENEL

L'ouverture du marché de l'électricité européen crée des nouveaux enjeux pour les producteurs. Les marchés français et italien sont dominés par la présence de grandes entreprises publiques nationales : EDF et l'Enel. En revanche, si la France est le plus grand producteur d'énergie nucléaire, l'Italie avait renoncé au nucléaire par référendum. Par conséquent, le coût de production est beaucoup plus élevé en Italie. À l'époque du monopole, Enel importait environ 20 % de l'électricité de la France pour la revendre en Italie à un prix plus élevé. Le surplus accumulé par les producteurs était soutenu par le consommateur italien, qui peut être considéré responsable de cette décision "écologique".

Depuis la libéralisation des marchés, il est possible de produire l'électricité en France pour la revendre en Italie à un prix plus haut. Pour EDF, l'enjeu est de s'établir comme distributeur en Italie, pour l'Enel de s'établir comme producteur en France.

En Italie, EDF désormais est propriétaire de 15 % d’Italenergiabis (holding de contrôle d’Edison), auxquels il faut ajouter 3 % depuis le début de 2005, mais dispose toujours de seulement 2 % des droits de vote par décision du gouvernement italien.

Des négociations avaient eu lieu en 2004 avec comme enjeux, d’une part, l’entrée de l’ENEL sur le marché français, avec la liberté d’acquérir des quantités d’électricité auprès d’EDF et, d’autre part, la mise en œuvre du « put » (obligation d’achat) sur Edison. Les négociations sur ce point n’ont pas abouti, ce qui a contraint EDF à racheter au début de 2005 3 % des parts de ses partenaires actuels (Fiat, Carlo Tassara et des banques) pour 606 millions d’euros, mais sans récupérer les droits de vote.

Cette situation italienne est due à de la mauvaise gouvernance, car la tutelle n’avait pas été prévenue de l’achat du premier bloc d’actions Montedison. L’Italie a abandonné le nucléaire par référendum, le 8 novembre 1987, sans faire les investissements de remplacement nécessaires, et importe près de 20 % de ses besoins, d’EDF précisément en grande partie. En conséquence, le prix de la production énergétique est beaucoup plus élevé en Italie qu'en France. La décision politique de bloquer les droits de vote à 2 % était possible à cause du retard dans l'ouverture du marché français. Si EDF pouvait devenir un de principaux acteurs sur les marchés britannique, allemand et italien, elle jouissait toujours de son statut spécial sur le marché français. En conséquence, l'entreprise française ne pouvait compter sur aucun appui au niveau européen : ni la Commission, ni les gouvernements des autres États membres étaient prêts à défendre la cause d'une entreprise profitant du monopole sur son marché domestique pour entrer dans des nouveaux marchés. La position extrêmement dure de l'Italie s'explique par la volonté de permettre à son champion national, ENEL, de produire l'énergie en France pour la revendre sur son marché domestique.

Toutefois, la négociation continue, car en février et avril, EDF va devoir racheter la participation des autres actionnaires majoritaires, au total et compte tenu de l’OPA qu’elle devra également lancer sur les actionnaires minoritaires, EDF devra débourser plus de 14 milliards d’euros. EDF se trouvera alors dans une situation ubuesque, car détenant 100 % de capital, ses droits de vote seront toujours bloqués à 2 %, tant que la France n’aura pas réellement ouvert son marché énergétique hexagonal à la concurrence étrangère.

L’ancien président, François Roussely, avait négocié pour ENEL un droit de tirage de 4 mégawatts afin que l’entreprise italienne puisse se familiariser avec le marché français, avant d’acheter une participation dans le réseau de transport de l’électricité. Cependant, le nouveau président, Pierre Gadonneix, a coupé court à toute négociation, comme l’a confirmé un proche du groupe italien. De plus, ENEL qui s’intéressait à une part de 35 % de la SNET, mise en vente par Charbonnages de France, a été doublé par Gaz de France.

Les négociations se déroulent maintenant et depuis la fin de janvier 2005, directement au niveau des ministères italiens et français concernés. Ces négociations tournent autour :

du rôle de l’ENEL sur le marché français ;
de l’ouverture des marchés de l’énergie entre la France et l’Italie ;
d’une plate-forme franco-italo-espagnole en matière de réseau électrique ;
d’une solution pour la participation d’EDF dans Edison, via la financière Italenergia Bis ;
de l’abandon de la prétention de GDF sur la SNET, car selon un porte-parole, « l’ENEL, qui n’a aucune participation minoritaire dans le monde, n’a pas l’intention de devenir un actionnaire minoritaire d'EDF à l’occasion de l’ouverture de son capital », mais a l’ambition de créer une véritable concurrence à EDF sur le sol français.

[modifier] Le conseil d’administration

[modifier] Présidents

Pierre Simon : 1946-1947
Etienne Audibert : 1947-1949
Louis Escallier : 1949-1952
Marcel Flouret : 1952-1962
Roger Gaspard : 1962-1964
Pierre Guillaumat : 1964-1965
Pierre Massé : 1965-1969
Paul Delouvrier : 1969-1979
Marcel Boiteux : 1979-1987
Pierre Delaporte : 1987-1992
Gilles Ménage : 1992-1995
Edmond Alphandéry : 1995-1998
François Roussely : 1998-2004
Pierre Gadonneix : 2004-

[modifier] Directeurs généraux

Pierre Simon : 1946-1947
Roger Gaspard : 1947-1962
André Decelle : 1962-1967
Marcel Boiteux : 1967-1979
Charles Chevrier : 1979-1982
Jean Guilhamon : 1982-1987
Jean Bergougnoux : 1987-1994
Pierre Daurès : 1994 - 1998

A la suite du conflit complexe entre le président E. Alphandéry et son équipe de Direction, qui a aboutit provisoirement à une vacance du poste de DG, les pouvoirs publics ont nommé F. 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.

[modifier] Les données chiffrées 2003

Clients : 41,6 millions de clients dans le monde (35,6 en Europe, dont 31 en France).
Chiffre d'affaires 2005 : 51,22 milliards d'euros (dont 23 % hors de France) - 41,82 milliards d'euros en 2002.
Résultat d'exploitation : 5,15 milliards d'euros en 2002 - 6,83 milliards d'euros en 2003.
Le résultat net (bénéfice) 3600 millions d'euros en 2005 - 857 millions d'euros pour 2003.
L’EBITDA (résultat d’exploitation avant les amortissements) s’élève à 11 milliards d'euros en 2003 et 13 milliards prévus en 2004.
L’endettement financier net 2003 est de 24 milliards d'euros (hors engagements retraites) (26,9 milliards d'euros en 2002 et 25,8 milliards d'euros en 2001).
Ratio cashflow/dette : 36 % en 2002 (33 % en 2001).
La quantité d’énergie électrique produite est de près de 470 TWh. La puissance installée est de 122,6 GWe (118 GWe en Europe, 101 GWe en France).
L’effectif salarié : EDF emploie environ 167.300 personnes (2003), dont 110 000 en France (172.000 en 2002 et 162.000 en 2001).

[modifier] Réorganisation du secteur, changement de statut... (1996-2007)

A partir de 1996 débute un période d'intenses changements institutionnels pour le secteur électrique européen et pour EdF. Ces évolutions comportent de nombreuses facettes qu'on peut regrouper en quatre grandes familles d'évènements :

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 du secteur des Industries Electriques et Gazières en France ;
Le développement significatif des acquisitions internationales en et hors d'Europe.

[modifier] La déréglementation du secteur électrique dans l'Union Européenne

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 nivau 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 dérèglementation sont les directives 96/92/CE du 19 décembre 1996 et 2003/54/CE du 26 juin 2003.

En France, les dispositions de ces directives autres que celles d'application directe sont transposées principalement par la Loi 2000-108 du 10 février 2000, et la Loi 2004-803 du 9 août 2004.

Les Directives établissent un certains nombres d'obligation pour les Etats 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'Etat.

Le 19 février 1999 : la Directive 96/92 est applicable directement pour le sites consommant plus de 100 GWh/an.
Le 29 mai 2000 : le Décret 2000-456 fixe le seuil d'éligibilité à 16 GWh/an (environ 30 % de la consommation est concernée sur 1400 sites principalement industriels)
Le 5 février 2003 : le Décret 2003-100 abaisse le seuil à 7 GWh/an (environ 37 % du marché représentant près de 3000 sites)
Le 23 juin 2004 : le Décret 2004-597 établit que toute consommation non résidentielle est éligible à partir du 1° juillet 2004 (environ 70 % de la consommation est concernée sur environ 2,3 millions de sites).
Le 1^er juillet 2007 : les Directives Européennes prévoient qu'au plus tard au 1° juillet 2007 tous les clients seront éligibles.

[modifier] Le changement de forme juridique d’EDF et son introduction en bourse

La Loi du 9 août 2004 transforme EDF EPIC (Établissement public à caractère industriel et commercial), en EDF Société Anonyme. L'entreprise a introduit 15 % de son capital en bourse en novembre 2005.

[modifier] 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. Jusqu'aux évolutions récentes ce régime de retraite par répartition au sein de la branche assurait son propre financement. La réforme, posée par la Loi du 9 Août 2004, redoutablement complexe d'un point de vue technique, institue :

un Caisse Nationale des Industries Electriques 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 au 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 ajusté 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.

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 réparitition des responsabilités de financement en dernier ressort et donc les risques pour les parties sont profondéments 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 points clef de cette réforme n'est pas la sauvegarde du financement du régime de retraite des IEG qui n'a jamais été déficitaire, mais la banalisation du régime de comptabilisation et de financement de ce régime.

[modifier] Les arguments échangés autour de la réforme

De nombreux arguments ont été échangés souvent de façon confuse, mélangeant les différentes dimensions de la réforme.

[modifier] Sur le changement de forme juridique et la mise en bourse

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'Etat 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, ce qui permet de bénéficier d'une excellente notation, synonyme à la fois de taux réduits et d'accès à des sources de financements 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 significatifs.

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 réglement 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 pouvait 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|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 en soi nécessaire. Il est à noter que 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.

[modifier] Sur les retraites

L'évaluation et le principe même d'engagement "retraites" à fai tl'objet d'âpres discussion et d'évaluation nombreuses et variées. Le premier point à noter est le régime des retraites des Industries Electriques 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 spécifique 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 contribuer ni recevoir de contribution des autres régimes. EdF a même contribuer comme d'autres régimes de retraite à l'équilibre des régimes spéciaux structurellement déficitaires (SNCF, agriculteurs, commerçants...)
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. A ce titre il ne pouvait être modifié que par la voie légale.
Obligatoire, en ce qu'il s'impose au 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 provision 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. La principale discussion a porté sur la nécessité ou non de comptabiliser ces 'engagements' sous forme de provision, 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 circulés 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)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 prétant mal à des explications syntéhtiques, 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 ces caisses)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 correspondante des engagements. 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.

[modifier] 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. Il s’agit là aussi d’une importante somme à provisionner d’un montant de 5,5 milliards d’euros, dont 4 milliards pour EDF, ce qui ramènerait les fonds propres à zéro.

[modifier] Sur les finances

Pendant longtemps, EDF a souffert d’une rentabilité très basse pour un groupe bénéficiant d’un tel monopole, d’autant plus qu’à la faiblesse de ses résultats sur le marché domestique, s’ajoutaient les contre-performances de ses filiales étrangères. Son parc français de 58 centrales nucléaires (en 2004) est bien amorti et l’entreprise dégage aujourd’hui des excédents bruts d’exploitation imposants (13 milliards d’euros). Malgré cela, son bilan est très fragile, à cause de son développement international, de sa politique tarifaire en France et de la dégradation accélérée de sa rentabilité.

De 2001 à 2003, EDF a même été contrainte de réduire ses fonds propres du fait d’écarts de conversion malencontreux en Amérique du Sud et elle a dû déprécier ses actifs en Allemagne, en Italie et au Brésil pour un total de 6,4 milliards d’euros. Cependant, selon le rapport de la commission Roulet, le développement international, bien que coûteux, doit être poursuivi, car si EDF a dépensé 15 milliards d’euros en acquisitions, ses concurrents en ont dépensé 70 milliards. La commission préconise une stratégie européenne, une présence internationale, mais ciblée, et des « ambitions gazières plus élevées ».

Mais le plus important problème (en mai 2004) est le déséquilibre du bilan entre des fonds propres de 19 milliards et une dette de 24,5 milliards d’euros (novembre 2004), à laquelle il faut ajouter :

près de 30 milliards d’euros pour régler ses engagements retraites propres aux industries électriques et gazières (retraite à 55 ans, taux plus favorable, etc.), qui seront apurés dans le temps par la nouvelle taxe tarifaire à la charge des consommateurs,
6,4 milliards d’euros pour les engagements financiers en Italie et en Allemagne, somme qui pourrait se monter à plus de 10 milliards d’euros, dès 2005,
et une somme énorme pour continuer à constituer des provisions afin de financer le futur démantèlement des 58 tranches de centrales nucléaires. Certes une provision théorique cumulée de plus 28 milliards d’euros a été faite, mais elle est loin d’être suffisante et elle est en fait utilisée en grande partie pour un autre usage par de subtils jeux d’écritures, en particulier pour le développement international.

Or, selon la direction (novembre 2004), l’engagement total ne dépassera, en aucun cas, les 35 milliards d’euros, ce qui semble signifier qu’elle n’est pas prête à assumer, dans ses comptes, ni les engagements retraites ni les provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires.

2002 avait été le « point bas » avec un petit bénéfice net de 481 millions d’euros, 2003 avait connu une petite amélioration avec un bénéfice net de 857 millions d’euros. Au premier trimestre 2004, le bénéfice net s’est élevé à environ 1,5 milliard d’euros (en hausse de 50 % par rapport au 1^er trimestre 2003), semblant marquer ainsi une nette amélioration (sauf surprise), grâce surtout à la hausse des tarifs de 2003, et à une meilleure contribution de ses filiales étrangères.

La politique tarifaire commandée par le contrat d’entreprise 1997-2000 avait imposé une réduction de 14 % des tarifs soit un montant total de 8 milliards d’euros de manque à gagner. Aujourd’hui les tarifs EDF sont en France parmi les plus bas du monde, ce qui laisse une marge de manœuvre pour imposer des augmentations de tarifs, ce que la nouvelle SA ne devrait pas manquer d’exploiter.

[modifier] La politique énergétique

Le choix du nucléaire civil a, depuis toujours, constitué pour EDF sa spécificité. Ses ingénieurs ont fait de la France le premier pays producteur d’électricité d’origine nucléaire (74,5 % de la production française en 2003).

Le nucléaire produit une électricité dite "propre", mais considérée comme "dangereuse" par une frange certaine de l'opinion. On peut noter le souci d'EDF d'accroître au maximum la durée de vie des installations nucléaires existantes : la durée de vie théorique, initialement annoncée à 20 ans, a récemment été réévaluée. L'ambition stratégique de la direction nucléaire d'EDF est aujourd'hui de permettre un maintien en condition opérationnelles à 40 ans, via les propositions de sa R&D.

En mai 2004, le ministre français Nicolas Sarkozy a d’ailleurs réaffirmé, devant le Parlement français, la primauté de la filière nucléaire à l’occasion de l’examen du projet de loi d’orientation sur l’énergie, ceci au grand soulagement des syndicats d’EDF. À cette occasion, le ministre avait pastiché le fameux slogan « Nous n’avons pas de pétrole, mais nous avons des idées » des années 1970 en déclarant : « Nous n’avons pas de pétrole, nous n’avons pas de gaz, nous n’avons pas de charbon, mais nous avons eu des idées ».

Concrètement, la France devrait, à travers EDF, participer à la construction d’un réacteur européen à eau pressurisée (EPR) qui devrait être construit en France à Flamanville. (On construira, à cet effet, une ligne à haute tension de 400 kilovolts vers la Bretagne). Parallèlement, un effort supplémentaire sera fait sur la maîtrise de l’énergie et sur le développement des énergies renouvelables.

[modifier] Les avis sur la réforme

[modifier] Les 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.

[modifier] La position de l’ancien président d’EDF

Selon François Roussely l’ancien président d’EDF, il n’est pas possible de concilier prix bas et concurrence en matière d’électricité. Dans tous les cas où des pays ont privatisé l’électricité, cela s’est traduit assez rapidement par une hausse des prix et une certaine insécurité énergétique notamment en raison de la spéculation sur l’électricité (exemple d’Enron), ressource qui ne peut être stockée en masse.

Mais l’avantage avancé de cette hausse des prix et de cette insécurité énergétique serait le développement rapide des petites installations de production d’énergies renouvelables en conséquence à cette nouvelle configuration (solaire, éolien, microhydraulique), d’autant qu’EDF est contrainte de racheter l’électricité excédentaire à un prix fixe et assez avantageux pour ces nouveaux concurrents.

[modifier] Les réseaux de transport et de distribution

Le réseau électrique se subdivise en :

réseau de transport d’électricité à haute tension (HT) et très haute tension (THT), soit 100 000 km de lignes ; cette partie est gérée par RTE EDF Transport (Réseau de transport d'électricité) qui agit comme un gestionnaire d’infrastructure indépendant dans sa gestion quotidienne tout en restant dans le groupe EDF. RTE EDF Transport est depuis le 1^er septembre 2005 une filiale d'EDF SA, conformément aux exigences européennes de séparation juridique des gestionnaire 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 direction, protection des cadres dirigeants) garantissant l'indépendance de gestion de la filiale. Conformément aux dispositions européennes, l'actionnaire dispose d'un droit de supervision économique destiné à protéger ses droits patrimoniaux ;
réseau de distribution à moyenne et basse tension 1 200 000 km ; ce réseau appartient aux collectivités locales qui en concèdent l'exploitation à EDF Gaz de France Distribution, service commun d'EdF et de Gaz de France. Les dispositions européennes prévoient la séparation juridique des activités concurrentielles et des activités de gestionnaire de réseau de distribution, ce qui devrait entrainer la filialisation de cette dernière activité en 2007.

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 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 permit de réaliser l'unification de la tension d'alimentation.

Depuis juin 1996, pour respecter la norme européenne, l'électricité est désormais distribuée sous 230 V sur tout le territoire français. (Mais la distribution de cette tension a débuté bien avant.)

[modifier] Les concurrents d’EDF

[modifier] Deux prétendants sérieux : Electrabel et Endesa

Outre les producteurs et distributeurs étrangers, il existe déjà en France quelques sociétés importantes et qui, bien que leur part de marché soit faible au regard de celle d’EDF, servent d’appui à la création d’une concurrence significative. Ce sont :

SNET : Société nationale d'électricité et de thermique (Rueil-Malmaison, Hauts-de-Seine), cette société est l’héritière des anciennes houillères et produit essentiellement de l’électricité thermique (2,5 TWh). Son capital appartenait majoritairement (81 %) à Charbonnages de France et pour le solde à EDF. Une partie du capital (30 %) a été vendue à Endesa, premier électricien espagnol, qui obtient ainsi un strapontin sur le marché français.
CNR : la Compagnie nationale du Rhône (Lyon, Rhône), dont le capital est majoritairement public, exploite 19 usines hydro-électriques installées sur le cours du Rhône et bénéficie d’une véritable rente de situation. Sa production de 19 TWh en fait avec 4 % du marché le second producteur français. La CNR a signé un accord de partenariat avec Electrabel (société belge du Groupe Suez).
SHEM : la Société hydroélectrique du Midi est une filiale de la SNCF, qui produit environ 1/3 de l’électricité de traction consommée par la SNCF. Cette société va probablement être vendue à court terme dans le cadre d’une politique de recentrage de la SNCF. Un accord de partenariat a été signé avec Electrabel.

Cependant d’autres opérateurs installés en France 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, dont :

Atel Energies (Paris, 8ème)
Direct Energie (Paris, 13ème)
Dunelys (Paris, 17ème)
Electrabel France (Lyon, Rhône)
Électricité de Strasbourg (Strasbourg, Bas-Rhin)
Eurodif (Vélizy-Villacoublay, Yvelines)
Gaselys (Paris, 17ème)
Gaz de France, (Paris, 17ème)
Gaz et Électricité de Grenoble (Grenoble, Isère)
HEWenergies (Thann, Haut-Rhin)
Poweo (Paris La Défense, Hauts-de-Seine)
Régie d’électricité de la Vallée de Thônes (Thônes, Haute-Savoie)
Régie d’électricité de Seyssel (Seyssel, Haute-Savoie)
Rhodia Energy (Rueil-Malmaison, Hauts-de-Seine)
Saint Gobain Achats (Paris La Défense, Hauts-de-Seine)
Sicae Somme-Cambraisis (Roisel, Somme)
Sicap (Pithiviers, Loiret)
Soregies (Poitiers)

[modifier] Les régies municipales ou intercommunales

Parmi les autres concurrents d’EDF, on peut compter un certain nombre de régies municipales, aujourd’hui appelées sous le terme générique d'entreprises locales de distribution, productrices d’électricité et exploitantes de leur réseau.

La loi de nationalisation de l’électricité et du gaz du 8 avril 1946 qui avait modifié profondément l’organisation électrique et gazière française, avait cependant reconnu le droit aux communes de conserver un rôle dans la distribution publique de l’électricité et du gaz en maintenant dans leur statuts antérieurs les réseaux de distribution exploités en régie.

Ainsi, en 1946, certaines entreprises, communes ou regoupements de communes n’ont pas accepté la proposition de nationalisation et ont créé des régies autonomes (qui ont eu, jusqu’en 2004, le monopole de la distribution sur leur secteur). À noter que, contrairement à l’idée reçue, les régies d’électricité, ont tout à fait depuis 1946, la possibilité de (continuer à) produire de l’électricité. Dans les faits, leur production a été assez marginale, sauf en Rhône-Alpes ; les régies ayant souvent préféré acheter la majorité de l’énergie électrique à EDF. Avec les récentes mesures d’ouverture du marché de l’électricité, les régies pensent à nouveau à développer / augmenter / diversifier leur propre production (exemple : filiale « Ouest Énergie » du SIEDS…) et/ou à diversifier leur(s) source(s) d’approvisionnement.

Leur nombre se monte aujourd’hui à 170 et les ELD assurent 5 % de la distribution d’énergie électrique française dans 2 500 communes. Créées par les collectivités locales, elles desservent environ 3 millions d’habitants et représentent 7 000 emplois. Une trentaine d’entre elles -- 9 lors de la création en 1962 --- sont fédérées dans des associations nationales, comme la Fédération nationale des collectivités concédantes et régies ou l’ANROC.

Plusieurs départements ne sont donc pas entièrement ou en partie desservis par EDF, dont, par exemple :

les Deux-Sèvres avec le SIEDS : Syndicat Intercommunal d’Électricité des Deux-Sèvres ;
la Vienne avec le SIEEDV : Syndicat Intercommunal d’Électricité et d’Équipement du Département de la Vienne ;
la Charente-maritime avec le SDEER : Syndicat Départemental d’Électrification et d’Équipement Rural de la Charente-Maritime ;
la Gironde, ou une régie d’électricité a aussi existé à Bordeaux : Électricité Service Gironde. Cependant, celle-ci a été vendue à EDF début 2000 car cette régie n’a pas pu financièrement faire face aux très importants dégâts de la tempête de décembre 1999 sur son réseau ;
la région Alsace ;
la région Rhône-Alpes ;
la région Centre, département Eure-et-Loir (28) la RSEIPC (Régie du Syndicat Électrique Intercommunal du Pays Chartrain).