Électricité de France (EDF)

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Électricité de France (EDF) est le premier producteur et fournisseur d'électricité en France et dans le monde.

En 2015, son chiffre d'affaires était de 75,006 milliards d'€ pour un résultat net de 1,4 milliard d'€. En 2012, EDF avait réalisé 46,2 % de son chiffre d'affaires hors de France.

L'établissement public à caractère industriel et commercial EDF a été créé le 8 avril 1946 à la suite du vote de la loi n°46-628 sur la nationalisation de l'électricité et du gaz, par 491 voix pour (PC, SFIO, MRP, Radicaux, UDSR) et 59 contre (Parti républicain de la liberté, Républicains indépendants et divers droites), sur proposition de Marcel Paul, alors ministre de la production industrielle. Le projet de loi, inspiré par le Conseil National de la Résistance, décidait la nationalisation des biens de 1 450 entreprises de production, de transport et de distribution d'énergie électrique. Il hérite de l'investissement électrique massif réalisé entre-deux guerres, qu'il accroît encore pendant la période des Trente Glorieuses.

EDF était un établissement public national à caractère industriel et commercial (EPNIC), selon l'article 2 de la loi du 8 avril 1946, à la différence de la RATP qui est un établissement public à caractère industriel et commercial (EPIC). Dans l'exposé des motifs de la loi n°46-628 du 8 avril 1946 (JORF du 9 avril 1946 page 2951), on peut lire qu'il s'agit de remettre à la nation, qui est seule en mesure de lui donner le développement impérieusement exigé par nos besoins, l'équipement actuel du pays en électricité et en gaz.

Par la loi n°2004-803 du 9 août 2004, EDF, EPNIC, a été transformé en société anonyme. Son capital social a été transféré à l'État, qui selon les dispositions de l'article 24 de cette loi en détient 70 % au moins. L'entreprise initialement nationalisée a été étatisée. Ce qui a permis l'ouverture de son capital et sa mise en bourse.

En 2005, 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.

L'énergie nucléaire représentait 79,6 % de sa production en 2011, grâce à un parc composé des 58 réacteurs nucléaires en fonctionnement en France et de 15 réacteurs au Royaume-Uni. En 2014, le nucléaire représente 54 % de la puissance totale installée du Groupe. En parallèle, le groupe consacre en 2014 37 % de ses investissements bruts de développement aux énergies renouvelables.

Histoire[modifier]

Contexte[modifier]

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.

La conviction du Conseil national de la Résistance, suivant les principes communistes de nationalisation et d'économie planifiée notamment sous l'impulsion de Pierre Villon, de la nécessité du « retour à la nation des grands moyens de production monopolisée, fruits du travail commun, des sources d'énergie, des richesses du sous-sol, des compagnies d'assurances et des grandes banques » inspire nettement le projet porté à l'Assemblée par Marcel Paul (PCF), qui entendait dès 1945 « agir efficacement au maintien, au renforcement de l'union de toutes les forces patriotiques, à l'union entre eux des groupements de la Résistance, à la réalisation de la grande mobilisation en faveur et pour l'application du programme du CNR. Il faut gagner la bataille de la nationalisation de l'Électricité et du Gaz. ».

La nationalisation apparaît donc comme « une œuvre de libération » qui doit permettre de « développer la production de notre pays » : le large vote en faveur de la nationalisation est dû à cette considération largement répandue après-guerre que l'énergie constitue en premier lieu un bien public et qu'à ce titre, sa gestion ne peut demeurer dans les mains de sociétés privées. En atteste la déclaration de Marcel Poinboeuf à l'Assemblée, s'exprimant pour ses collègues du MRP et qui rappelle que le mouvement républicain donne sa voix afin « de tendre à supprimer une partie des abus du régime capitaliste ». L'abbé Pierre, membre du MRP, donne sa voix pour l'occasion et rappelle la nécessité de dépasser la notion de clivage au nom de la « confiance » en la République qui, « si elle n'existait pas, [conduirait] immanquablement à un échec qui ne pourrait que ramener rapidement la réaction et le renforcement d'un régime contre lequel nous avons tous lutté » (en référence à la Résistance), rappelant le caractère unanime de la loi de nationalisation qui dépasse les clivages gauche-droite.

Cadre juridique général[modifier]

La Loi du 8 avril 1946 instituait en France :

un monopole de concession sur la distribution, permettant toutefois aux entreprises locales (régies, SICAE et sociétés d'économie mixte) 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 et 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[modifier]

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.

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. Ce choix a 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 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)[modifier]

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[modifier]

Le changement de régulation du secteur électrique, 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, etc. 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, la loi 2003-08 du 3 janvier 2003 et la loi 2004-803 du 9 août 2004.

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 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 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 1er juillet 2004 (environ 70 % de la consommation est concernée sur environ 2,3 millions de sites).
  • Le 1er juillet 2007 : les directives européennes prévoient qu'au plus tard au 1er 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 1er juillet 2011.
Changement de forme juridique d'EDF et son introduction en bourse[modifier]

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 entre le 19 décembre 2005 et le 21 décembre 2015.

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 décembre 2013 atteignait 25,68 €.

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.

Histoire récente[modifier]

2008-2014[modifier]

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. En s'appuyant sur la contribution d'experts pluridisciplinaires, l'Observatoire aide les entreprises à comprendre les évolutions du marché de l'énergie. 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.

En décembre 2011, EDF acquiert 80 % du capital d'Edison, 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. 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.

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

2015[modifier]

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.

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. À 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. À 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 ».

En dix ans, depuis son entrée en bourse en 2005 jusqu'à 2015, le titre EDF a perdu 44%. Entre juin 2014 et décembre 2015, la société a perdu la moitié de sa valeur et ne valait plus que 24 milliards d'euros. En 2014, sa provision pour engagements de retraite (la plus élevée en France) avait atteint 24 milliards d'euros, mais comme ces engagements de retraite résultent de la loi de nationalisation de 1946 et de la loi du 9 août 2004 qui l'adapte à l'ouverture du marché, et qu'ils sont à la charge de l'ensemble du secteur des entreprises électriques et gazières, une éventuelle disparition d'EDF n'aurait pour résultat que le transfert de ces engagements à ses concurrents.

Le titre EDF est retiré de l'indice CAC 40 au 21 décembre 2015, dix ans après son introduction en Bourse en décembre 2005. Cette décision a été prise par le Conseil scientifique des indices sur la base du faible flottant du titre (l'État a 84,5 % du capital) et de la forte baisse du cours, qui résultent en un poids trop faible dans l'indice : 0,5 %. En janvier 2016, EDF annonce la suppression de 3 500 postes sur 2 ans, sans licenciement, via des non-remplacements de départs.

2016[modifier]

En 2016, EDF est confrontée à une série de difficultés qui pèsent sur ses marges futures : le risque lié au projet de construction de deux réacteurs EPR à Hinkley Point, le financement de ce projet de plus de 23 milliards d'euros étant difficile à boucler alors qu'EDF est déjà engagée dans le projet « Grand carénage » de 50 milliards € pour la prolongation à 60 ans de la durée d'exploitation de son parc nucléaire français ; le risque lié à la reprise d'Areva NP, qui dépend encore d'une sanctuarisation du projet OL3 (réacteur EPR en construction en Finlande) et de la conformité de la cuve de l'EPR en construction à Flamanville ; la chute des prix du marché de gros de l'électricité, où EDF vendait encore son électricité à 41 €/MWh début 2015 alors qu'en février 2016 ce prix est tombé à 26 €/MWh ; si EDF est couvert pour 2016 par des ventes à terme, il a bâti son compte de résultat 2017 sur un prix à 37 €/MWh, et compte tenu de ses volumes de ventes exposés aux prix de marché, un écart de 10 €/MWh induirait un manque à gagner de 2,3 milliards € de marge brute en 2017, et de 3,1 milliards € en 2018. La baisse des prix de marché permet aux concurrents d'EDF de proposer des offres de marché plus compétitives que le tarif réglementé encore souscrit par plus de 90 % des foyers ; fin 2015, la suppression des tarifs réglementés pour les entreprises a fait perdre à EDF 30 % de parts de marché. Enfin, la révision du coût du site de stockage de déchets nucléaires Cigeo a imposé à EDF une provision supplémentaire de 800 millions €.

L'annonce de la démission du directeur exécutif d'EDF chargé des finances, Thomas Piquemal, a provoqué une chute de 8 % du cours boursier d'EDF. La cause de cette démission est un désaccord sur la faisabilité à court terme du projet de construction de deux réacteurs nucléaires EPR à Hinkley Point, que Thomas Piquemal estime excessivement risqué ; en effet, la garantie du Trésor britannique a été liée à la mise en service de l'EPR en construction à Flamanville, qui a été repoussée à 2018 ; de plus, EDF n'a pas réussi à trouver suffisamment d'investisseurs pour limiter sa participation entre 40 et 50 %, comme prévu initialement ; enfin, la chute des prix de marché de l'électricité de 30 % les mois précédents fragilise les revenus du groupe. Les syndicats, en particulier le syndicat cadres CFE-CGC, ont fait publiquement part de leurs craintes ces dernières semaines, demandant d'attendre d'avoir un retour d'expérience plus complet des EPR en construction en France et en Chine.

EDF a annoncé le 22 avril 2016 le lancement avant la fin de l'année d'une augmentation de capital de 4 milliards €, dont l'État souscrira 3 milliards € ; l'État a accepté de plus le versement en actions des dividendes de 2016 et 2017 ; au total, il apportera entre 5 et 6,5 milliards € à EDF. De son côté, EDF s'engage à porter son plan d'économies à 1 milliard € d'ici 2019 contre 0,7 milliard € d'ici 2018 annoncés jusqu'ici, à ramener ses investissements à 10,5 milliards € en 2018 au lieu de 12,5 milliards €, et confirme un plan de cessions de 10 milliards € d'ici 2020. La décision d'investissement pour Hinkley Point est reportée à septembre.

Début juin 2016, le groupe lance une offre « Mon soleil et moi », permettant aux particuliers clients d'EDF d'installer sur leur propriété des panneaux solaires, pouvant être reliés à une batterie et pour usage personnel, ceci sans connexion au réseau électrique. Avec cette offre d'autoconsommation, le groupe espère convaincre 3000 clients par an et ainsi atteindre une installation de 10 mégawatts de photovoltaïque annuels.

En juillet 2016, EDF annonce la vente de 49,9 % de RTE à la Caisse des dépôts et consignations, valorisant RTE dans son ensemble à 8,45 milliards d'euros.

Le 15 septembre 2016, le Royaume-Uni a officiellement donné à EDF son autorisation pour la construction de deux réacteurs nucléaires de type EPR sur le site d'Hinkley Point, dans le sud-ouest de l'Angleterre. Selon Jean-Bernard Lévy, cette centrale apportera 9 % de rentabilité par an pour EDF. La centrale d'Hinkley Point va être construite et financée par EDF, qui financera les deux tiers du projets (environ 18 milliards de livres, soit 21 milliards d'euros) et l'entreprise publique chinoise China General Nuclear Power Corp qui financera le tiers restant, soit environ 6 milliards de livres (7 milliard d'euros).

Le contrat définitif entre EDF, CGN et le gouvernement britannique a été signé le 29 septembre 2016. Le « premier béton nucléaire », qui marque le début de la construction du réacteur, doit être coulé en 2019. Une fois cette étape franchie, EDF se mettra à la recherche d'un investisseur pour lui céder une partie de sa participation, selon son PDG. La mise en service du premier réacteur est prévue en 2025, le second un an plus tard. Les documents signés donnent aussi le coup d'envoi à la phase de développement d'un autre EPR d'EDF à Sizewell, sur la côte est, dont CGN sera actionnaire à hauteur de 20 %. Un troisième projet est également lancé à Bradwell, à 90 kilomètres à l'ouest de Londres. Il sera piloté par CGN à 66,5 %, EDF conservant une participation minoritaire ; CGN y construira son propre réacteur Hualong. Les contrats prévoient la cession du terrain de Bradwell par EDF à CGN.

Métiers d'EDF[modifier]

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.

Ingénierie, production, négoce[modifier]

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[modifier]

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

Réseau de transport[modifier]

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 1er 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, protection des cadres dirigeants) 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[modifier]

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 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 1er 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[modifier]

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.

Le nucléaire domine globalement dans la répartition de la production du parc installé d'EDF dans le monde (chiffres officiels 2014,) :

  • nucléaire : 54 % ;
  • hydraulique : 16 % ;
  • thermique fossile (hors gaz) : 16 % ;
  • cycle combiné gaz et cogénération : 9 % ;
  • autres énergies renouvelables : 5 %.

La répartition de la puissance installée du groupe, au niveau mondial, au 30 juin 2015[1] 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[modifier]

Inde[modifier]

En janvier 2016, alors que l'électricien français accompagne le président de la République François Hollande dans un voyage en Inde, il annonce avoir parafé une protocole de coopération relatif au projet de six réacteurs nucléaires EPR avec l'électricien national indien Nuclear Power Corp of India Ltd (NPCIL). La centrale, d'une capacité de 10 000 MW, serait implantée à Jaitapur, à 400 kilomètres au sud de Bombay, la capitale économique indienne. Le projet est en janvier 2016 au stade des études techniques commencée par Areva et NPCIL en avril 2015.

Europe[modifier]

France[modifier]

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

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, contrairement aux 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. Ces derniers avancent que les premières centrales mises en service à la fin des années 1970 arrivent à la « trentaine », leur durée de vie comptable initiale, et regrettent la volonté d'EDF de prolonger la durée de vie de ses centrales de une, voire plusieurs décennies, moyennant des opérations de renouvellement partiel sur des composants qu'ils jugent obsolètes. EDF argue des positions prises par les exploitants d'autres pays, en particulier aux États-Unis, qui ont obtenu l'autorisation des organismes de contrôle pour des durées de fonctionnement de 60 ans. La construction en cours d'un réacteur de « troisième génération » ou EPR (European Pressurized Reactor, réacteur européen à eau pressurisée) à Flamanville (mise en service prévue en 2018), est, dans ce contexte, au cœur de la polémique. Ce 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, société mère, 2005 : EBE 6,8 milliards d'euros, flux de trésorerie d'exploitation 8,2 milliards d'euros ; groupe EDF 2005 : EBE 13 milliards d'euros, flux de trésorerie d'exploitation 13,9 milliards d'euros. 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 100 milliards d'euros de dépenses entre 2014 et 2025 et mobilisera 2 500 ingénieurs sur les 58 réacteurs en production dans 19 centrales du parc nucléaire français.

Le 24 août 2016, EDF et le gouvernement français trouvent un accord concernant la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim. L'État français devra verser 400 millions d'euros à l'entreprise, un montant auquel pourra s'ajouter une part variable.

En octobre 2016, l'Autorité de sûreté nucléaire demande au groupe « l'arrêt rapide » de cinq réacteurs nucléaires supplémentaires, après la détection d'« anomalies sérieuses » sur quatre autres réacteurs déjà à l'arrêt.

En décembre 2016, le groupe annonce le redémarrage de sept réacteurs nucléaires, validé par l'Autorité de sûreté nucléaire. Le 12 janvier 2017, l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) donne son accord pour le redémarrage de 9 réacteurs : le réacteur 4 de la centrale du Bugey (Bugey 4), Dampierre 3, Fessenheim 1, Gravelines 2 et 4, Saint-Laurent-des-Eaux B1 et Tricastin 1, 3 et 4.

Royaume-Uni[modifier]

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[1]. 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) ce qui en fait un des plus importants producteurs du Royaume-Uni.

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

Le 21 octobre 2015, EDF finalise son partenariat avec la société chinoise CGN : les contrats sont signés par les présidents d'EDF et CGN en présence du premier ministre David Cameron et du président chinois Xi Jinping. Le premier ministre qualifie 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 l'accident nucléaire 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. À 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.

Afin de financer sa part dans le projet Hinkley Point et la prise de contrôle d'Areva NP, EDF a inscrit à son budget 2016 près de 6 milliards d'euros de cessions d'actifs, et dans son plan de moyen terme, 2,6 milliards d'euros de ventes d'actifs en 2017 puis 2,2 milliards en 2018. Les principaux actifs qui pourraient être cédés sont la participation de 49,9 % détenus dans la coentreprise CENG avec l'électricien américain Exelon, qui exploite cinq réacteurs nucléaires aux États-Unis, la moitié du capital de RTE, le gestionnaire du réseau haute tension, et une part minoritaire dans la partie nucléaire d'EDF Energy.

Énergies renouvelables[modifier]

En 2000, EDF acquiert 35 % de la Siffe (société internationale d'investissement financiers), créée en 1990 par Pâris Mouratoglou et centrée principalement sur le renouvelable. Deux ans plus tard, EDF monte sa participation à 50 % et la Siffe est renommée EDF Énergies Nouvelles. Elle est entièrement racheté par EDF en 2014 et devient une filiale à part entière du groupe. Elle développe les champs éoliens et solaires, et la branche hydraulique. Avec une puissance installée en 2014 de 25,2 GW, le groupe est le 1er producteur européen d'énergies renouvelables (solaire, éolienne, hydraulique et biomasse).

Le groupe s'est fixé en 2015 l'objectif de doubler le parc installé d'énergies renouvelables à l'horizon 2030, de 28 GW à plus de 50 GW. L'hydraulique devrait contribuer à hauteur de 3 à 4 GW à l'objectif 2030 (EDF construit notamment deux projets au Brésil et au Cameroun) ; l'essentiel de la croissance viendra de l'éolien et du photovoltaïque, « à peu près à parts égales ».

EDF a déjà dans son pipeline de projets, mi-2015, quelque 16,5 GW d'éolien et de solaire. La France n'occupera qu'une part minoritaire de ces développements, avec au  maximum  5 GW sur quinze ans, dont les trois parcs éoliens en mer (1,5 GW décrochés lors du premier appel d'offres français ; à l'international, le groupe vise en priorité l'Amérique latine (notamment le Brésil) et l'Afrique subsaharienne. EDF continuera à dépenser pour ces investissements entre 2 et 2,5 milliards d'euros par an, financés notamment par des « green bonds ».

Au 31 décembre 2014, le chiffre d'affaires consolidé du pôle Énergies renouvelables est de 1,085 milliards d'euros et la capacité brute installée en énergie renouvelable s'élève à 7 903 MW. La capacité brute en construction est de 1 613 MW et la filiale emploie 3 009 personnes.

Début 2016, le groupe investit autant dans le renouvelable que dans le nouveau nucléaire, a multiplié par 5 sa capacité de production depuis 2007 et est classé parmi les dix premiers acteurs mondiaux du renouvelablee. Son service « Exploitation et maintenance » opère alors plus de 11 GW dans le monde.

Dans le cadre de son plan « Cap 2030 », l'entreprise a pour objectif de multiplier par 2 ses capacités renouvelables mondiales à l'horizon 2050.

Éolien terrestre=[modifier]

L'énergie éolienne est la filière principale d'EDF Énergies Nouvelles et représente 86 % de la capacité installée totale de la filiale en Europe, en Amérique du Nord, en Afrique et au Moyen Orient, avec 6,84 GW installés au 30 juin 2015 dans 15 pays. Son premier marché est les États-Unis avec 2,7 GW, suivi par la France (996 MW), la Turquie (613 MW) et le Royaume-Uni (543 MW).

Afrique[modifier]

Début février 2015, le groupe lance son premier parc éolien terrestre en Afrique du Sud : le parc éolien de Grassridge, d'une puissance de 60 MW et qui est exploité par la filiale locale du groupe, Innowind. C'est le premier parc producteur à être exploité en Afrique.

Amérique[modifier]

Les États-Unis représentent le premier marché éolien pour EDF EN avec 35 % de ses capacités, contre 13 % pour la France.

En octobre 2015, EDF Renewable Energy atteint une capacité d'un gigawatt au Texas avec l'inauguration d'un 6e parc éolien terrestre dans l'État américain : le parc de Spinning Spur 3, à proximité d'Amarillo, dans le nord du Texas, et d'une capacité de 194 MW pour 97 éoliennes. Le groupe dispose alors de plus de 2 GW sur l'ensemble du territoire américain et revendique 1 066 MW de puissance installée sur le seul état du Texas avec, en plus du parc de Spinning Spur 3, les parcs de Bobcat Bluff (150 MW), d'Hereford (200 MW) et de Longhorn (200 MW).

Le 18 novembre 2015, le groupe annonce la mise en service du parc éolien de Pilot Hill dans l'Illinois, d'une capacité totale de 175 MW.

EDF Renewable Energy a mis en service deux parcs éoliens totalisant 400 MW :

La « ferme Roosevelt » au Nouveau-Mexique, totalisant 250 MW grâce à 125 turbines. Cette implantation est la première de EDF Renewable Energy dans cet état. l'énergie produite par cette centrale est revendue à Southwestern public service company, dans le cadre d'un contrat de 20 ans. Slate creek, dans l'État du Kansas, totalisant 150 MW produits par 75 éoliennes. La production est quant à elle revendue à Great Plains Energy, également dans le cadre d'un contrat de fourniture d'électricité sur 20 ans. EDF Renewable Energy dispose début 2016 aux États-Unis d'une capacité de production de 2,8 GW.

Au début du mois de mars 2016, EDF EN annonce la mise en place d'un nouveau parc éolien au Nouveau-Mexique. Le nouveau parc éolien se situe à Milo, dans le comté de Roosevelt (à la frontière du Texas) et est composé de 25 turbines pour une puissance totale de 50 MW, soit l'équivalent de la consommation électrique de 27 000 foyers.

Le groupe annonce le 18 avril 2016 la signature d'un accord global au Canada lui permettant la construction de trois nouvelles installations renouvelables dont un parc éolien d'une puissance de 60 MW dans l'Ontario.

En août 2016, dans le cadre de son contrat d'approvisionnement avec Vestas, le groupe EDF EN annonce avoir placé une commande ferme pour 160 mégawatts d'éolien aux États-Unis.

Asie[modifier]

En janvier 2016, le PDG d'EDF, Jean-Bernard Lévy, accompagne le président français, François Hollande, dans un voyage d'affaires en Inde. EDF Énergies Nouvelles annonce alors ses premières implantation d'éoliennes dans le pays. Dans le cadre de sa coentreprise avec la société locale Sitac Wind Management and Development, l'entreprise française développera à l'horizon 2016 pour 142 MW d'énergie éolienne. Dans un plus long terme, la société commune vise la réalisation d'environ 220 MW supplémentaires de projets éoliens dans les États du Maharashtra, du Rajasthan et du Gujarat.

L'énergéticien signe également un accord structurant dans l'éolien terrestre avec le groupe SITAC qui prévoit une prise de participation par EDF EN de 50 % dans la société SITAC Wind Management and Development Private Limited.

En juillet 2016, EDF EN achète 80 % du capital de la société UPC Asia Wind Management, basée à Hong Kong et spécialisée dans l'éolien terrestre en Chine, avec 174 MW de capacités en opération, 130 MW en construction, et plus de 1 GW en développement. EDF EN espère y construire 200 à 300 MW de capacités éolienne par an, pour arriver à 2 GW en cinq ans, en s'associant avec des partenaires chinois projet par projet.

Europe[modifier]

En 2014, EDF EN met en service deux parcs éoliens en Champagne-Ardenne et en Picardie. Ces deux parcs représente la consommation annuelle de plus de 22 000 habitants.

Le 26 novembre 2015, le groupe franchit le cap d'1 gigawatt de puissance installée en éolien terrestre en France avec l'acquisition de deux nouveaux parcs d'une capacité totale de 44 MW : le parc des Trois-Sources (dans la Meuse) et le parc de Lomont (dans le Doubs), tous deux respectivement en service depuis 2007 et 2008.

En 2016, l'entreprise prévoit la mise en service de plus de 100 MW de projets éoliens jusqu'alors en construction.

Fin février 2016, EDF EN met en service trois nouveaux parcs éoliens en Grande-Bretagne d'une puissance cumulée de 46,8 MW. Cette capacité installée permet d'alimenter en énergie l'équivalent de 42 000 foyers. Deux de ces projets se situent en Écosse, à Rhodders (dans le sud du pays) et à Burnhead Moss (à l'Ouest). Ils sont respectivement composés de 6 et 13 turbines et représentent une puissance cumulée de 38.3 MW. Le troisième site se situe à Park Spring, au nord de l'Angleterre et est composé de 3 turbines pour une puissance totale de 8,5 MW.

En 2016, le groupe EDF exploite ainsi 33 parcs éoliens terrestre d'une puissance cumulée de 600 MW d'électricité pour 323 turbines au total, soit l'équivalent de la consommation électrique de plus de 360 000 foyers britanniques.

Le 6 avril 2016, EDF Énergies Nouvelles annonce avoir mis en service le parc éolien de Joncels (Languedoc-Roussillon-Midi-Pyrénées) d'une puissance installée de 11,9 MW. La production annuelle de cette installation équivaut à la consommation électrique d'environ 13 500 habitants.

En août 2016, EDF EN lève via une campagne de financement participatif la somme de 306 060 euros pour la construction de deux parcs à Labécède-Lauragais, Saint-Papoul et Payra-sur-l'Hers d'une capacité de production de 150,6 MWh par an. Ce projet, capable de couvrir les besoins de 59 000 personnes en dehors du chauffage a été entièrement financé par les habitants de ces villes.

Éolien en mer[modifier]

EDF EN exploite deux parcs à l'étranger : C-Power en Belgique et Teesside au Royaume-Uni.

En France, la filiale d'EDF remporte en 2014 trois sites d'exploitation dans le cadre d'un appel d'offres du Gouvernement. Les trois sites français en construction en 2015 sont :

  • Fécamp - 498 MW : 83 éoliennes en mer à plus de 13 km des côtés de Fécamp (Seine-Maritime)
  • Courseulles-sur-Mer - 450 MW : 75 éoliennes à plus de 10 km des côtes de Courseulles-sur-Mer (Calvados)
  • Saint-Nazaire - 480 MW : 80 éoliennes à plus de 12 km des côtes de Saint-Nazaire (Loire-Atlantique)

Le groupe prévoit d'y investir 6 milliards d'euros pour un total de 1 500 MW de puissance installée.

Le 10 mai 2016, l'entreprise, par l'intermédiaire de sa filiale EDF EN, noue un partenariat avec la société canadienne Enbridge pour la construction des trois parcs éoliens en mer au large de Saint-Nazaire remportés lors d'un appel d'offres en 2012.EDF avait remporté ces contrats en consortium avec Alstom et l'entreprise danoise Donc Energy. Enbridge et EDF sont déjà partenaires au Canada.

Hydroélectricité[modifier]

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.

Mise en service en 1966, l'usine marémotrice de la Rance est une des plus vieilles centrales hydrauliques d'EDF. Elle fait l'objet d'un programme de rénovation sur 10 ans pour un investissement de 100 millions d'euros, le but étant de la moderniser et de la rentabiliser à long terme.

Le chantier de Romanche-Gavet, près de Grenoble, est le plus important projet de développement français de l'hydraulique. EDF prévoit d'y remplacer 6 centrales et 5 barrages par une seule et même usine souterraine, sans bassin de retenue. Fin 2015, les travaux de la première grande étape du chantier sont presque terminés. La mise en service de la centrale est prévue pour 2019.

Le groupe s'occupe également du complexe de La Bâthie en Savoie, composé de 3 barrages retenant plus de 200 millions de mètres cubes d'eau. L'énergéticien y a investi 50 millions d'euros et compte porter la puissance de la centrale à 600 MW d'ici à 2018, contre 552 MW auparavant.

Entre 2011 et 2015, EDF a investi 1 milliard d'euros dans la modernisation de ses barrages et 450 millions d'euros pour le développement de nouveaux projets hydrauliques. L'énergie hydraulique représente en moyenne 10 % du volume total de l'énergie produite par EDF en France.

En 2018, EDF hydraulique prévoit la création de 1 900 emplois sur le polygone scientifique de Grenoble afin d'implanter un centre national de formation de 5 000 m2 et la création de 30 000 m2 de bureaux regroupant l'ensemble des services hydrauliques.

Solaire[modifier]

Amérique[modifier]

En 2015, EDF EN investit pour la première fois au Chili avec un projet de centrale photovoltaïque dans le nord du pays, dans le désert d'Atacama. Le site bénéficie du plus haut niveau de radiation solaire et d'une capacité de 146 MWc. Le 1er décembre 2016, EDF inaugure la centrale en présence du PDG du groupe, Jean-Bernard Lévy. Ce projet, de 300 millions d'euros, a été lancé en partenariat avec l'entreprise japonaise Marubeni ; la centrale couvre une superficie de 545 hectares et compte 475 000 panneaux fournis par Canadian Solar et Jinko. Le groupe mène en parallèle deux chantiers en Amérique du Nord, parmi lesquels l'extension de la centrale solaire de Catalina en Californie, l'une des plus puissantes au monde (143 MWc) et prévoit de construire 155 MWc en Inde en 2015.

En avril 2016, le groupe signe un contrat de fourniture d'électricité avec Southern California Edison (SCE), une société d'électricité locale. Ce contrat porte sur l'électricité générée par la future centrale solaire de Valentine, d'une puissance de 111.2 MW.

Le 18 avril, EDF EN signe trois contrats de fourniture d'électricité au Canada et va ainsi procéder à la construction de trois nouvelles installations renouvelables, parmi lesquelles deux centrales photovoltaïques. Ces dernières seront construites dans les communautés de Pendleton et de Barlow et afficheront une puissance installée respective de 12 et 10 MW.

Le 25 avril, la filiale de EDF spécialisée dans les énergies renouvelables aux États-Unis, EDF Renewable Energy (RE), rachète Global Ressources Options. La société, dite "groSolar", créé en 1997, compte une cinquantaine de salariés et est spécialisée dans l'installation et la vente de centrales photovoltaïques aux États-Unis.

Asie[modifier]

En décembre 2013, EDF Énergies Nouvelles s'associe avec ACME Cleantech Solutions Limited et créé avec la société indienne une société commune basée en Inde. Le groupe français détient alors 25 % de cette nouvelle entreprise, ACME Solar Energy Private Limited. Rapidement après sa création, l'entreprise lance la construction d'une centrale solaire de 30 MWc dans le Madhya Pradesh, dans le centre de l'Inde. Le pays est alors la première implantation en Asie du Sud d'EDF EN et le 18e pays dans lequel l'entreprise se développe.

Europe[modifier]

EDF EN est l'entreprise numéro 1 en Europe dans le secteur de l'énergie solaire. L'entreprise développe dans 8 pays (France, Espagne, Italie, Grèce, Israël, Inde, États-Unis et Canada) plusieurs parcs solaires au sol et des centrales en toitures de bâtiments industriels, commerciaux et collectivités. En France, les centrales solaires les plus importantes sont :

Toul - 115 MWc (Meurthe-et-Moselle) Le Gabardan - 67 MWc (Les Landes) Crucey - 60 MWc (Eure-et-Loir) Massangis - 56 MWc (Yonne) Le 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.

À la fin du mois de février 2016, EDF EN annonce le lancement d'une offre de batterie lithium-ion couplée à des panneaux solaires pour le résidentiel.

Durant l'été 2016, la compagnie présente au Jardin des Plantes, à Paris, la Smartflower, le premier générateur photovoltaïque en forme de fleur. Composée de douze pétales, cette fleur de 5 mètre de haut se referme lorsqu'il y a du vent et a alors déjà permis de fournir 70 % des besoins en électricité d'une cantine à Anthy-sur-Léman.

=Proche-orient[modifier]

Alors que l'État israélien prévoit de faire passer à 17 % la part d'énergies renouvelables dans son mix énergétique, EDF Énergies Nouvelles annonce le 22 mai 2016 la mise en service d'une centrale solaire photovoltaïque de Zmorot en Israël. La centrale sera construite dans le désert du Néguev et bénéficiera d'une capacité installée de 50 MWc, soit les besoins annuels d'environ 30 000 personnes pendant 20 ans.

Centrales thermiques[modifier]

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, elle construit la centrale supercritique (technologie plus économe en charbon, donc en émissions) dans la province du Guangxi et celle de Fuzhou qui doit être livrée en 2016. EDF est propriétaire de 5 centrales en Chine via ses filiales.

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).

Le 13 octobre 2015, le directeur d'EDF a plaidé lors d'une conférence de presse pour un prix du carbone élevé afin de favorisé la production d'une électricité décarbonée. Claude Nahon, directrice développement durable d'EDF précise alors que "l'intensité carbone de la France s'établit à 0,15 tonne de CO2 par unité de PIB, contre 0,36 tonnes aux États-Unis et 0,24 tonnes en Allemagne".

En septembre 2016, la filière thermique à combustible fossile a atteint en France une part exceptionnellement élevée : 11,3 % de l'électricité produite avec 4 132 GWh, soit plus de deux fois plus qu'en septembre 2015, du fait de nombreux arrêts de tranches demandés par l'Autorité de sûreté nucléaire (ASN) pour contrôler leurs générateurs de vapeur forgés dans l'usine Areva du Creusot.

Zones Non Interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI)[modifier]

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. La loi française les identifie comme des « zones non interconnectées au réseau métropolitain continental » (ZNI). 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).

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[modifier]

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). En 2012, les systèmes énergétiques insulaires représentaient pour EDF SEI  :

  • 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).

Polynésie Française et Nouvelle-Calédonie[modifier]

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.

Stratégie industrielle[modifier]

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

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.

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".

Le programme de « grand carénage » destiné à prolonger au-delà de 40 ans la durée d'exploitation des 58 réacteurs nucléaires du parc français représente un investissement de 51 milliards d'euros sur la période 2014-2025.

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). La pré-production commercialisable est prévue pour 2016.

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.

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 Énergies Nouvelles a été retenu pour trois des quatre projets du premier appel d'offres gouvernemental : jusqu'à 1 500 MW de nouvelles capacités.

Fourniture d'énergie[modifier]

EDF commercialise de l'électricité et du gaz naturel aux clients particuliers et professionnels. En tant que fournisseur historique d'électricité, EDF propose les tarifs réglementés de l'électricité, dont le prix du kWh évolue selon une formule fixée par l'État. Depuis la libéralisation du marché de l'énergie entre 2000 et 2007, les clients peuvent choisir entre ces tarifs réglementés et les offres de marché proposées par plusieurs fournisseurs concurrents. EDF propose lui-même une offre de marché pour l'électricité et une pour le gaz naturel.

Au deuxième semestre 2015, les tarifs réglementés, proposés uniquement par EDF et les ELD, domine toujours le marché de l'électricité sur le segment des particuliers (89,4 % des sites raccordés) et des petits professionnels (85 % des sites raccordés).

Chiffres clés[modifier]

  • Clients : 38,5 millions dans le monde en 2015 dont 27,8 millions en France.
  • 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 : 72,9 milliards d'euros en 2015
  • 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

Données financières[modifier]

Principales données financières du groupe en milliards d'euros
Année Chiffre d'affaires EBITDA Résultat d'exploitation (EBIT) 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.

Le jeudi 5 novembre 2015, l'entreprise annonce une hausse de son chiffre d'affaires de 2,8 % au cours des neuf premiers mois de l'année. Le chiffre d'affaires de l'entreprise atteint ainsi 52,78 milliards d'euros sur cette période. En 2015, EDF réalise un chiffre d'affaires de 75 milliards d'euros dont 47,2 % hors de France.

Effectifs salariés[modifier]

Effectif
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[modifier]

La valeur EDF fait partie de l'indice CAC Next 20 depuis le 21 décembre 2015.

Au 31 décembre 2013, les 1 860 008 468 actions sont réparties ainsi :

  • 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[modifier]

EDF est présent dans plus de 30 pays : en Europe, en Amérique et en Asie, 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, 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 , 100 % EDF Fenice, 50 % TDE, 100 % MNTC, 100 % Wagram4, 50 % SNI
  • Pays-Bas : 50 % Sloecentrale
  • 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)
  • Viêt Nam : 56,25 % Meco
  • Laos : 40 % NTPC

Identité[modifier]

Historique des logos[modifier]

La mascotte d'EDF est Zeltron.

Slogans[modifier]

  • « 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 ! »)
  • 2009 : « Changer l'énergie ensemble » (et sa "traduction" en anglais « EDF, Leading the energy change »)
  • En 2011, EDF n'avait plus de slogan.
  • Depuis 2012 : « L'énergie est notre avenir, économisons-la ! »

Nouvelle dénomination[modifier]

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).

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.

Conseil d'administration[modifier]

Membres nommés par l'Assemblée générale des actionnaires :

  • Jean-Bernard Lévy
  • Olivier Appert
  • Philippe Crouzet
  • Bruno Lafont
  • Bruno Léchevin
  • Marie-Christine Lepetit
  • Colette Lewiner
  • Gérard Magnin
  • Christian Masset
  • Laurence Parisot
  • Philippe Varin

Membres nommés par l'État :

  • Régis Turrini

Membres élus par les salariés :

  • Christine Chabauty (CGT)
  • Jacky Chorin (FO)
  • Marie-Hélène Meyling (CFDT)
  • Jean-Paul Rignac (CGT)
  • Christian Taxil (CFE CGC)
  • Maxime Villota (CGT)

Médiateurs :

  • Virginie Schwarz
  • Bruno Rossi
  • Jean-Luc Magnaval

Présidents[modifier]

  • Pierre Simon : 1946-1947
  • Étienne 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 : 2004-2009
  • Henri Proglio : 2009-2014
  • Jean-Bernard Lévy : depuis 2014

Directeurs généraux[modifier]

  • 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
  • François Ailleret: 1994-1996
  • Pierre Daures : 1996-1998

Caisse centrale des activités sociales d'EDF-GDF[modifier]

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.

La CCAS dans son ensemble est financée à hauteur de 483,8 millions d'euros sur 2005-2006 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 (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.

Sources[modifier]