Électricité de France

Électricité de France (EDF) est le premier producteur et fournisseur d'électricité en France et dans le monde^[5].
En 2014, son chiffre d'affaires était de 72,9 milliards d' € pour un résultat net de 3,7 milliards d' €, soit une évolution respective de -3,6% et de +5,2% par rapport à 2013^[6]. En 2012, EDF avait réalisé 46,2 % de son chiffre d'affaires hors de France^[7].

L'établissement public à caractère industriel et commercial EDF a été créé le 8 avril 1946 par Marcel Paul (PCF) avec le soutien de Maurice Thorez (PCF) par la nationalisation des biens de 1 450 entreprises de production, de transport et de distribution d'énergie électrique^[8]. 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 publics^[9].

L'énergie nucléaire représentait 79,6 % de sa production en 2011^[10], grâce à un parc composé des 58 réacteurs nucléaires en fonctionnement en France^[11],[12] et de 15 réacteurs au Royaume-Uni^[13].

Histoire

Contexte

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.

Cadre juridique général

La Loi du 8 avril 1946^[14] 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 France

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 avec notamment l'accroissement progressif de la taille des centrales afin de bénéficier des effets d'échelle et l'intégration du bassin minier de Ronchamp et de sa centrale thermique en 1946^[15].

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. 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 1960).

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 tel que les machines tournantes ou les 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 :

• le suréquipement en moyen de production d'EDF ;
• une contestation intense de l'énergie nucléaire, notamment après la catastrophe de la centrale nucléaire de Tchernobyl.

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.

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).

La privatisation partielle d'EDF, son développement à l'international, ses déboires notamment en Amérique du Sud et en Italie, tendent à distendre les liens entre les pouvoirs publics français et l'entreprise.

Réorganisation du secteur, changement de statut (1996-2007)

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.

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 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.

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^[16], la loi 2003-08 du 3 janvier 2003^[17] et la Loi 2004-803 du 9 août 2004^[18].

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 19 février 1999 : la directive 96/92 est applicable directement pour les sites consommant plus de 100 GWh/an.
• Le 29 mai 2000 : le décret 2000-456^[19] fixe le seuil d’éligibilité à 16 GWh/an (environ 30 % de la consommation est concernée sur 1 400 sites principalement industriels).
• Le 5 février 2003 : le décret 2003-100^[20] abaisse le seuil à 7 GWh/an (environ 37 % du marché représentant près de 3000 sites).
• Le 23 juin 2004 : le décret 2004-597^[21] établit que toute consommation non résidentielle est éligible à partir du 1^er 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.
• 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 1^er juillet 2011.

Changement de forme juridique d’EDF et son introduction en bourse

La loi du 9 août 2004 transforme EDF d'établissement public à caractère industriel et commercial (EPIC), en société anonyme (SA). 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, 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 €^[22].

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 EDF^[23].

Histoire récente

Le 24 septembre 2008, EDF acquiert British Energy pour 12,7 milliards d'euros.

En 2009, EDF crée l'Observatoire Énergies d’Entreprises. Il s'agit d'un espace de réflexion autour des problématiques énergétiques actuelles^[24]. En s’appuyant sur la contribution d’experts pluridisciplinaires^[25], l’Observatoire aide les entreprises à comprendre les évolutions du marché de l’énergie^{[26],[27],[28]}.
En novembre 2009, Henri Proglio, déjà patron de Veolia, succède à Pierre Gadonneix comme PDG.

En 2010, Cheung Kong Infrastructure acquiert le réseau britannique d'électricité d'EDF pour 5,8 milliards de livres^[29].

En décembre 2011, EDF acquiert 80% du capital d'Edison S.p.A., une société Italienne spécialisée dans la production et la fourniture d'énergie électrique et de gaz.

Le 28 octobre 2013, EDF et Veolia officialisent un projet d'accord pour se partager et co-diriger Dalkia, entreprise spécialisée dans les services énergétiques^[30].
En octobre 2013, EDF s'engage pour la construction de 2 réacteurs nucléaires EPR à Hinkley Point avec une mise en service en 2023.

L'entreprise prévoit de déménager son centre R&D de Clamart et construit actuellement l'EDF Lab, un ensemble de bâtiments destinés à la recherche et à la formation de jeunes ingénieurs. Situés à Palaiseau, au cœur du cluster technologique Paris-Saclay, ces deux infrastructures accueilleront 1500 personnes et 20 000 stagiaires par an à partir de 2015^[31].

Le 26 novembre 2014, Jean-Bernard Levy, patron de Thales, succède à Henri Proglio comme PDG.

En 2015, le projet de construction de deux réacteurs EPR en Grande-Bretagne ainsi que la reprise de la majorité de l’activité Réacteurs d’Areva imposent à EDF des cessions d'actifs évaluées à 10 milliards d'euros d'ici 2020. EDF a annoncé avoir placé sous revue stratégique ses actifs de production d’énergie à partir de combustibles fossiles en Europe continentale, ainsi que ses activités de production et de commercialisation de combustibles fossiles, ce qui pourrait concerner l'activité exploration-production de sa filiale italienne Edison, en particulier le gisement de gaz d'Aboukir en Égypte^[32].

Jean-Bernard Lévy a présenté le 23 octobre 2015 à la presse sa vision de l'évolution à long terme du parc nucléaire : une fois que la plupart des 58 réacteurs en fonction auront été prolongés jusqu'à soixante ans, grâce au « grand carénage », il sera temps de réfléchir à leur remplacement ; les grands choix seront faits autour de 2020 ; EDF travaille avec Areva depuis un an environ à un EPR nouveau modèle (EPR NM), de même capacité que l'EPR (1 650 MW), mais moins coûteux que l'EPR actuel. A partir de 2028-2030, EDF installera des EPR NM, et en 2050 ou 2055, il n'y aura plus de réacteurs de la génération actuelle, remplacés par 30 à 40 EPR NM. EDF a pour objectif de fixer au cours des prochaines années les grandes options de sûreté, les grands choix d'architecture, afin d'avoir un design détaillé accepté par l'autorité de sûreté nucléaire à l'horizon 2020. A la question de savoir si EDF pourrait financer seul ce nouveau parc, Jean-Bernard Lévy n'a guère hésité : « Je pense que non. La question se posera nécessairement de faire entrer des partenaires »^[33].

Métiers d'EDF

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 particuliers^[34].

Ingénierie, production, négoce

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.

Réseaux de transport et de distribution

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

Réseau de transport

Le Transport est caractérisé par :

• un réseau exploité maillé à des niveaux de tension élevés appelé réseau HTB allant de 63 kV 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 1^er 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 direction^[35], protection des cadres dirigeants^[36]) 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 distribution

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 1906^[37] 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 1^er 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.

Activités

Électricité de France (EDF) est un des premiers groupes mondiaux producteurs d’électricité avec 642,6 TWh produits en 2012, une puissance installée de 139,5 GWe et 39,3 millions de clients^[38].

Le nucléaire domine dans la répartition de la production du parc installé d'EDF en France métropolitaine (chiffres officiels 2012^[39],) :

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

La répartition de la puissance installée du groupe, au niveau mondial, au 30 juin 2015^[40] était de :

• nucléaire : 72,9 GW (54 %)
• hydroélectrique : 21,6 GW (16 %)
• gaz naturel : 12,9 GW (10 %)
• charbon : 10,5 GW (8 %)
• fioul : 9,9 GW (7 %)
• éolien, solaire, etc : 6,7 GW (5 %)
• total : 134,5 GW

et la répartition géographique du chiffre d'affaires 2014 en milliards d'euros :

• France : 39,9 Mds € (55 %)
• Italie : 12,7 Mds € (17 %)
• Royaume-Uni : 10,2 Mds € (14 %)
• autres pays : 5,6 Mds € (8 %)
• autres activités : 4,5 Mds € (6 %).

Nucléaire

France

Le parc nucléaire français d’EDF est en 2015 composé de 58 réacteurs en fonctionnement (63 100 MW)^[41], dont 34 réacteurs d’une puissance de 900 MW, 20 réacteurs de 1 300 MW et 4 réacteurs de 1 450 MW^[42]. Ces réacteurs sont répartis sur 19 centrales nucléaires en exploitation^[42].

En 2018, un nouveau réacteur de type EPR (Réacteur pressurisé européen) entrera en service dans la centrale de Flamanville, qui comportera alors trois tranches. Ce nouveau réacteur aura une puissance de 1 600 MW.

Ce parc construit essentiellement dans le courant des années 1980, est aujourd'hui significativement amorti. Combiné à la faiblesse des investissements en France, cela a permis 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'euros^[43] ;
• EDF groupe 2005 : EBE 13 milliards d'euros, flux de trésorerie d’exploitation 13,9 milliards d'euros^[44].

Toutefois les investissements à l'international, notamment au Brésil, en Argentine, en Italie et à 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.

Depuis 2014, EDF engage des frais de rénovation de son parc nucléaire dans le cadre du plan Grand Carénage. Ce plan vise à la prolongation de la durée de vie des réacteurs nucléaires jusqu'à 60 ans, via le remplacement de certaines pièces maîtresses au sein des centrales. L'opération devrait représenter 55 milliards d'euros de dépenses entre 2014 et 2025, dont 10 milliards pour l'application de normes de sûreté renforcée en réponse à l'accident nucléaire de Fukushima.

Royaume-Uni

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 MW^[45]. 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 MW^[46]) ce qui en fait un des plus importants producteurs du royaume^[47].

Le 21 octobre 2013 le Royaume-Uni a officialisé la commande de deux réacteurs EPR, de 3^e génération, à EDF pour la centrale nucléaire de Hinkley Point, au prix de 19 milliards d'euros^[48].

Le 21 octobre 2015, EDF a finalisé son partenariat avec la société chinoise CGN : les contrats ont été signés par les présidents d'EDF et CGN en présence du premier ministre David Cameron et du président chinois Xi Jinping. Le premier ministre a qualifié l'accord d'« historique » : c’est la première fois qu’une centrale nucléaire sera construite au Royaume-Uni depuis 1995 ; il s’agit du plus gros investissement étranger jamais annoncé en Grande-Bretagne ; c’est aussi la première commande de réacteur en Europe depuis la catastrophe de Fukushima en 2011 ; l’accord permet pour la première fois à un industriel chinois de mettre un pied dans le secteur nucléaire en Occident. La mise en service du premier EPR devrait intervenir en 2025. Le projet coûtera 18 milliards de livres, soit 24,5 milliards d’euros courants, sans tenir compte des coûts de financement. EDF détient 66,5 % du projet, le solde (33,5 %) étant supporté par CGN. EDF financera sa part, soit plus de 16 milliards d’euros, sur ses fonds propres et par emprunt, et prévoit de céder quelque 10 milliards d’euros d’actifs non stratégiques dans cette perspective. Outre Hinkley Point, deux autres accords ont été conclus : à Sizewell, sur la côte est de l’Angleterre, deux réacteurs EPR sont prévus ; EDF prendra 80 % de ce projet et CGN 20 % ; les travaux démarreront en 2018 ou 2019. A Bradwell, à l’est de Londres, CGN prendra 66,5 % des parts et EDF 33,5 %, et cette centrale utilisera la technologie chinoise Hualong, pour la première fois en Occident^[49].

Hydroélectricité

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, 95 % du potentiel hydraulique français est actuellement exploité^[50].

Zones Non Interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI)

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 consommée^[51]. La loi française les identifie comme des « zones non interconnectées au réseau métropolitain continental » (ZNI)^[52]. 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)^[53].

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 et outremer

EDF SEI (Systèmes Énergétiques 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)^[54],[55].
En 2012, les systèmes énergétiques insulaires représentaient pour EDF SEI ^[56] :

• 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 2011^[57]).

Polynésie Française et Nouvelle-Calédonie

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 services^[58].

Stratégie industrielle

EDF souhaite avant tout être un opérateur intégré. En 2012, le groupe a investi 8,1 milliards € en France pour améliorer sa compétitivité industrielle^[59].

Jean-Bernard Lévy, PDG d'EDF, a présenté en septembre 2015 le plan stratégique d'EDF 2030, qu'il résume en une formule : « EDF champion de l’électricité bas carbone ». EDF est déjà le premier ­producteur européen d’énergies renouvelables et se donne pour objectif de doubler son parc européen d'ici 2030, passant de 28 gigawatts (GW) à plus de 50 GW. Dans le nucléaire, EDF travaille sur le design d'un « EPR nouveau modèle » afin d'être en mesure en 2019 ou 2020 de commander un ou deux EPR NM qui se substitueraient sept ou huit ans plus tard à des réacteurs existants. Au Royaume-Uni, le partenariat avec les Chinois se prolongera au-delà des deux EPR d'Hinkley Point avec deux autres EPR à Sizewell puis un réacteur à base technologique chinoise, le Hualong, sur le site de Bradwell^[60].

Concernant le nucléaire, EDF considère cette source d’énergie comme le pivot d'une production d'électricité compétitive, sûre et sans CO₂ et l’estime complémentaire aux énergies thermique, hydraulique et nouvelles. Le nucléaire se trouve au cœur de l’expertise et du savoir-faire industriel d’EDF, c’est pourquoi le groupe érige la sûreté et la transparence en "priorité absolue"^[61].

À Flamanville, la construction des bâtiments de l’EPR est achevée, à l’exception du bâtiment réacteur. Le chantier a mobilisé jusqu’à 3 200 intervenants en 2012 (dont 2 600 entreprises extérieures)^[62]. La pré-production commercialisable est prévue pour 2016^[63].

Deuxième chantier industriel français après l’EPR, la construction du Terminal méthanier de Loon-Plage, situé près de Dunkerque, avance sous la houlette de Dunkerque LNG, qui associe EDF (65%), Fluxys (25%) et Total (10%). Il offrira une capacité de regazéification de 13 Gm3/an, 20% des besoins français et belges de gaz, dont jusqu’à 8 Gm3/an pour EDF. Le chantier mobilise 1 Md€ et emploie plus de 1700 personnes, plus que les 1200 initialement prévues^[64].

Le parc thermique va être rénové. Après le CCGT (Combined Cycle Gas Turbine (en)) ou centrale à cycle combiné gaz) de Blénod en 2011, EDF a mis en service le premier des deux CCGT (465 MW chacun) de Martigues. Au total, le groupe investit plus de 400 M€ pour renforcer son parc de production thermique et hydraulique.

La filière industrielle française de l’éolien en mer se développe. Le consortium européen mené par EDF Energies Nouvelles a été retenu pour trois des quatre projets du premier appel d’offres gouvernemental : jusqu’à 1 500 MW de nouvelles capacités^[65].

Chiffres clés

• Clients : 39,3 millions dans le monde^[66]
• La quantité d’énergie électrique produite est de près de 642,6 TWh en 2012. 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 : 72,7 milliards d'euros en 2012
• 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 monde^[67]

Données financières

Principales données financières du groupe en milliards d'euros

Année	Chiffre d'affaires	EBITDA[68]	EBIT[68]	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 employait 158 842 personnes selon les derniers chiffres publiés, 43 192 au sein des filiales RTE et ERDF et 35 173 dans la branche Production et Ingénierie. En 2013, le groupe EDF emploie 158 467 personnes selon les derniers chiffres publiés, dont 129 492 en France.

Effectifs salariés

Effectif ^[69]

Année	2013	2012	2011
EDF – domaine non régulé	71088	69122	67184
ERDF – domaine régulé	38666	38211	36770
Autres filiales France	19738	21995	23312
TOTAL FRANCE	129492	129328	127266

Actionnaires

Au 31 décembre 2013, les 1 860 008 468 actions sont réparties ainsi^[70] :

• État français 84,49 %
• Institutionnels Europe hors France 4,20 %
• Institutionnels reste du monde 3,64 %
• Institutionnels France 2,91 %
• Actionnaires individuels 2,87 %
• Actionnaires salariés 1,80 %
• Autodétention 0,09 %

Principales participations

EDF est présent dans plus de 30 pays : en Europe, en Amérique et en Asie^[71],[72], 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^[73], 100 % SOCODEI, 100 % Sofilo, 55 % SOFINEL, 51 % TIRU, 100% Netseenergy
• 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 % Edison^[74] , 100 % EDF Fenice, 50 % TDE, 100 % MNTC, 100 % Wagram4, 50 % SNI
• Pays-Bas : 50 % Sloecentrale^[75],[76]
• 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 (Énergie en Suisse)

En Amérique :

• Brésil : 90 % Ute Norte Fluminense, 100 % Ute Paracambi
• États-Unis : 49,99 % Constellation Energy Nuclear Group, 100 % UniStar Nuclear Energy

En Asie :

• Chine : 100 % Figlec, 19,6 % Shandong Zhonghua Power Cy, 35 % San Men Xia, 30 % Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited (TNPC)^[77]
• Viêt Nam : 56,25 % Meco
• Laos : 40 % NTPC

Identité

Historique des logos

• 

  Logo 1946-1972.

• 

  Logo 1972-1987.

• 

  Logo 1987-2004.

• 

  Logo 2004-2010.

• 

  Logo depuis 2011.

La mascotte d'EDF est Zeltron^[78].

Slogans

• « 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 »
• 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 consommation^[79])
• 2009 : « Changer l'énergie ensemble » (et sa "traduction" en anglais « EDF, Leading the energy change »)
• Depuis 2011, EDF n'a plus de slogan.

Nouvelle dénomination

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 qu'elles soient à prix dits « réglementés » (l'État décide du prix par arrêté) ou à prix « non réglementés » = prix de marché (le prix est fixé par l'entreprise)^[80].

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 2012^[81].

Conseil d’administration

Membres nommés par l'Assemblée générale des actionnaires :

Membres nommés par l'État :

Membres élus par les salariés :

Médiateurs :

• Virginie Schwarz
• Bruno Rossi
• Jean-Luc Magnaval

Présidents

Directeurs généraux

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.

Caisse centrale des activités sociales d'EDF-GDF

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 nationalisées^[82].

La CCAS dans son ensemble est financée à hauteur de 483,8 millions d'euros sur 2005-2006^[83] par EDF et GDF pour un budget de 880 millions d'euros sur 2004-2005 qui représente environ 8 % de la masse salariale d'EDF^[84] (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 qu'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.

Polémique sur le CE

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 titre^[85].

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 correctionnel^[86].

Par ailleurs, la Cour des comptes dans son rapport présenté^[87] 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 efficacité^[88].

Polémiques

Nucléaire

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 devenue 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.

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'autres 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.

Solaire

17 décembre 2013 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 solaires^[89].

Espionnage

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 »^[90].

Optimisation fiscale

Le 9 décembre 2014, dans une enquête diffusée au journal de 20 heures présenté par David Pujadas, France 2 accuse EDF de faire de l'optimisation fiscale, notamment au Luxembourg, en Irlande et aux Bermudes^{[91],[92],[93]}.

Émissions de CO₂ à l'étranger

Le charbon représente 9,1 % de la production mondiale du groupe EDF, selon son rapport d'activité 2013. Sur ses seize centrales à charbon, EDF en possède cinq en Chine et onze en Europe, dont deux au Royaume-Uni, qui figurent dans le top 30 des centrales à charbon les plus polluantes d'Europe (« Dirty thirty »), selon une étude de l'université d'Oxford pour les ONG Oxfam et les Amis de la Terre ; ces deux centrales ont bénéficié en 2014 de subventions de l'État britannique de 180 millions de livres (250 M€). Tandis qu’EDF ferme ses centrales à charbon en France, elle investit en Europe de l’Est et en Chine. Via sa filiale à 99 % Edison, elle envisage d’investir dans la centrale à lignite de Kolubara en Serbie, ce que dément EDF « à ce stade ». En Chine, les travaux pour la centrale ultra-supercritique (technologie plus économe en charbon, donc en émissions) dans la province du Guangxi sont lancés ; or même les centrales les plus performantes émettent toujours beaucoup plus de CO₂ que les centrales au gaz, selon ce rapport^[94].

Pour EDF, l’électricité produite à base de charbon représente 6 % de sa production nette dans le monde (40,2 TWh), mais avec les centrales fonctionnant au gaz et au fioul, cette part monte à 13 %. EDF a annoncé à l'été 2015 une politique sélective, avec une « mise sous revue stratégique » de ses actifs à combustibles fossiles (charbon, gaz et fioul) en Europe continentale. En France, EDF a déjà fermé dix tranches au charbon pour répondre aux nouvelles normes. La revue stratégique concerne potentiellement les huit tranches à charbon de la centrale de Rybnik ou ses réseaux de chaleur en Pologne, mais pas ses deux grandes centrales au charbon du Royaume-Uni, ni ses participations minoritaires en Chine ; EDF a cédé ses parts dans la centrale de Laibin (province du Guangxi), mais poursuit la construction d’une centrale ultra-super critique (2 GW) avec le groupe Datang à Fuzhou (province de Jiangxi)^[95].

Notes et références

• Cet article est partiellement ou en totalité issu de l'article intitulé « Observatoire Energies d’Entreprises » (voir la liste des auteurs sur la page de discussion de l'article).

Annexes

Bibliographie

• Histoire de l'électricité en France, Éd. Fayard : Tome 1, 1991 (ISBN 978-2-2130-2780-7), Tome 2, 1996 (ISBN 978-2-2130-2911-5), Tome 3, 1996 (ISBN 978-2-2130-2912-2)
• Et la lumière fut nationalisée, René Gaudy, Éditions sociales, 1978 (ISBN 2-2090-5297-1), 282 pages. 2^e édition, refondue et augmentée, Ed. La vie ouvrière, 1995.
• EDF, la bombe à retardement, Thierry Gadault, First éditions, 2014 (ISBN 978-2-7540-6422-4), 237 pages

Articles connexes

• Électricité Réseau Distribution France
• Classement des entreprises leader de l'énergie
• Liste d'entreprises productrices d'électricité
• Société de services énergétiques
• Électricité en France
• Fédération nationale des collectivités concédantes et régies
• Gaz de France
• Caisse centrale d'activités sociales
• Laboratoire de mécanique des structures industrielles durables, (LaMSID), UMR EDF/CNRS 2832.
• Contribution tarifaire d'acheminement

Liens externes

• Site d'EDF
• Site du groupe EDF

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