Partie 1 - EDF sous perfusion après 15 ans de pertes imposées

Clap de fin pour un mécanisme qui a vidé EDF de sa marge

La sortie de scène de l’Arenh au 31 décembre 2025, est une bonne nouvelle pour EDF.  Son objectif principal était de favoriser la concurrence sur le marché de l’électricité, tout en garantissant aux fournisseurs alternatifs un accès à l’électricité produite par EDF à un prix régulé. Les fournisseurs pouvaient ainsi utiliser l’Arenh pour gagner des parts de marché puis investir dans des capacités de production comme l’éolien ou le solaire. 

15 ans après, si l’on devait dresser un bilan des impacts de ce mécanisme sur l’Entreprise, force est de constater qu’ils sont majoritairement négatifs. On entend souvent dire dans les médias que l’Arenh aurait permis à EDF de maintenir son leadership dans la production nucléaire. Que ce soit clair : EDF aurait conservé naturellement sa position dominante dans ce domaine, même sans l’Arenh, et ce pour plusieurs raisons. D’abord, l’Entreprise est le seul acteur à posséder et exploiter les centrales nucléaires françaises. Elle maîtrise l’ensemble de la chaîne de production, de la conception à la maintenance. Enfin, le parc nucléaire existant ayant déjà été financé, cela confère à EDF un avantage compétitif indéniable.

 

Quand EDF finance la croissance de ses concurrents

L’Arenh a contraint EDF à ouvrir artificiellement le marché de l’électricité à des fournisseurs alternatifs qui, pour la plupart, n’ont jamais investi dans la production. En s’appuyant exclusivement sur l’électricité nucléaire d’EDF à prix régulé, ces acteurs ont construit leur modèle économique sans assumer les risques industriels ni les coûts d’infrastructure. Ce déséquilibre structurel a placé EDF dans une position intenable : elle a dû supporter seule les charges de production, tandis que ses concurrents profitaient d’un accès privilégié à une ressource stratégique, sans contrepartie. La crise énergétique de 2021 a mis en lumière les limites de ce système : plusieurs fournisseurs, incapables de faire face à la volatilité des marchés, ont été contraints de cesser leur activité ou de se faire racheter.

Ce mécanisme a principalement servi à répondre aux exigences européennes de libéralisation, au détriment d’EDF. En devant céder une partie de sa production nucléaire à un tarif régulé, l’Entreprise a vu sa rentabilité diminuer, notamment lorsque les prix de gros étaient bien plus élevés. Pendant qu’EDF vendait à prix fixe, les fournisseurs alternatifs réalisaient d’importants profits en revendant cette électricité jusqu’à 300 €/MWh. La situation s’est aggravée début 2022, lorsque le Gouvernement a relevé le plafond de l’Arenh de 100 TWh à 120 TWh pour contenir la hausse des tarifs réglementés. EDF a alors été contrainte de céder davantage d’électricité à ses concurrents à un tarif régulé de 46,20 €/MWh, très inférieur aux prix du marché. Mais comme l’Entreprise avait déjà vendu sa propre production pour 2022, elle a dû racheter de l’électricité sur le marché de gros, à un prix moyen de 257 €/MWh, pour honorer cette obligation supplémentaire. Ce mécanisme a donc généré des pertes importantes, creusant encore davantage le déficit d’EDF.

Investissements étrangers : EDF sous pression financière

EDF mène des projets nucléaires à l’étranger pour renforcer son influence technologique et sécuriser l’approvisionnement en énergie. Mais ces investissements sont coûteux et exposés à des retards. C’est le cas du chantier d’Hinkley Point C au Royaume-Uni, lancé en 2016, qui affiche un coût dépassant 54 milliards d’euros, soit près du triple du budget initial. La mise en service, prévue pour 2025, est désormais repoussée à 2030 voire 2031, avec 85 % du financement à la charge d’EDF, ce qui fragilise ses équilibres financiers. À Sizewell, EDF prévoit la construction de deux EPR2 dans un cadre de financement partagé avec l’État britannique, plus sécurisé mais toujours soumis aux aléas techniques. Par ailleurs, EDF explore des opportunités en Inde, Pologne, République Tchèque et Arabie Saoudite, où des négociations sont en cours pour exporter la technologie EPR2.