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21 / 03 / 2023 | 244 vues
Sandrine Lhenry / Abonné
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Les résultats 2022 d'EDF n'augurent pas ceux de 2023

Les résultats, on le savait depuis le 1er  semestre  2022, seraient historiquement catastrophiques. Nous n’avons malheureusement pas été surpris. Malgré un chiffre d’affaires en très forte hausse de + 59 Mrds € (143,5 Mrds € contre 84,5 Mrds € en 2021), l’EBITDA d’EDF recule de 24 Mrds €. L’EBITDA (*)  négatif de 5  Mrds € et le résultat net part du groupe, également négatif de 17,9  Mrds  €, résument à eux seuls le désastre financier de 2022. La dette de l’entreprise n’est pas en reste. Elle atteint désormais près de 65 Mrds €, alors qu’elle était de 43 Mrds € en 2021.

 

Pour autant, l’année 2023 devrait signer l’amélioration des résultats d’EDF en raison de la remise en marche progressive des réacteurs nucléaires. Arrêtés pour des réparations sur certaines tuyauteries affectées par la désormais célèbre «corrosion sous contrainte» (CSC), en fait des microfissures potentiellement évolutives. Grâce à l’implication et à l’ingéniosité des salariés, l’entreprise a non seulement pu passer le cap de l’hiver, mais elle est aussi en passe de résoudre ses difficultés industrielles.

 

En effet, selon les premières expressions à date, les interventions supplémentaires qu’EDF devra effectuer, à la suite de la découverte de nouvelles fissures sur Penly et Cattenom, n’auront pas d’impact sur les prévisions de production 2023. Le calendrier global des réparations s’établit toujours pour l’heure jusqu’à fin 2025.

 

L’entreprise a actuellement la capacité de contrôler 90% des soudures les plus à risque d’ici la fin de l’année. Néanmoins, d’autres facteurs tels que les mesures régulatoires pèsent toujours sur les comptes d’EDF.

Pertes historiques : tout n’est pas dû aux problèmes industriels

Les raisons des pertes exceptionnelles d’EDF sont multiples et ne résultent pas uniquement des problèmes de CSC ou des retards liés au Covid dans la maintenance. D’ailleurs, la perte de production nucléaire de près de 80 TWh (279 TWh en 2022 contre 360,7 TWh en 2021) devrait être derrière nous dès cette année. En effet, l’objectif de production prévu en 2023 oscille entre 300 et 330 TWh.


En 2022, la météo n’a pas été non plus d’une grande aide avec un recul de 10 TWh de la production hydraulique. Gageons que la météo soit plus favorable à l’hydraulique en 2023.
 

De manière assez contre-intuitive, le retour massif des clients vers EDF (près de 680000) a énormément coûté à l’entreprise. Elle a dû racheter de l’électricité non seulement pour continuer à les approvisionner, mais également pour compenser son manque de production, avec un prix moyen de 400  €/MWh sur le marché de l’électricité.

 

En résumé, elle revend de l’électricité qu’elle produit à 60  €/MWh (selon l’approche économique de la Cour des comptes — cf. rapport 2021) à ses nouveaux clients et qu’elle achète sur le marché à un prix de 400 €/MWh.


De quoi plomber nos résultats!


La plupart des clients ont fui les offres de marché — et on les comprend — pour retrouver le tarif protecteur du TRVe que seule EDF peut proposer. Sans le bouclier tarifaire qu’EDF contribue à financer, ce n’est pas 15 % d’augmentation de factures que les clients auraient dû subir, mais 108 % selon estimation de la CRE… Ainsi, le rachat de volumes d’électricité aura-t-il eu un impact de 29 Mrds € sur l’EBITDA 2022.

Les mesures de régulation sur le nucléaire ont aggravé une situation déjà critique

Autre point ayant affecté significativement nos résultats, la régulation du marché et le fameux tarif ARENH appliqué à 100 TWh, dont on nous a remis une louche de plus, lors du 1er semestre 2022, avec la mise sur le marché, décidée par l’État, de 20 TWh d’ARENH supplémentaires. Pourtant, à cette même période, notre actionnaire majoritaire avait connaissance des difficultés industrielles (crise des CSC) de l’entreprise…

 

Ce prélèvement inattendu a généré près de 8,5 Mrds € de pertes additionnelles. Cette décision est d’autant plus injuste qu’à cette période, EDF avait déjà vendu «à terme» (vente par anticipation d’une année sur l’autre) l’essentiel de sa production. En conséquence, elle a dû racheter de l’électricité sur le marché de gros à près de 250 €/MWh pour la revendre à ses concurrents à un tarif de 46,20  €/MWh (arrêté du 11.03.22).

 

Notre entreprise a cette originalité, adoubée par le Conseil d’État (cf. jugement du 03.02.23), de non seulement vendre sa production à perte, mais en plus d’acheter à prix coûtant de l’énergie qu’elle revend à prix bradé! Face à l’empilement des pertes financières et des coûts de la régulation supportés par elle seule, on ne peut pas dire que l’entreprise fasse partie des «profiteurs de guerre» de l’énergie.

 

A contrario, TotalEnergies, Shell et BP ont réalisé à elles trois plus de 87 Mrds $ de profits, alors que leur trajectoire carbone est plus que discutable. Alors pourquoi s’en prendre, à nouveau, à EDF dont sa production, rappelonsle, est décarbonée à 91 %? La nature de sa production d’énergie à faibles émissions de CO2 est pourtant un atout majeur, non seulement pour le climat, mais également dans la valorisation du groupe au regard des indicateurs ESG. Elle aurait dû être soutenue davantage par son actionnaire majoritaire! Au lieu de cela, EDF, déjà en grande difficulté, a contribué à enrichir de grands groupes pétroliers qui profitaient de son ARENH !

 

Sans ARENH et sans crise CSC, l’entreprise aurait pu dégager 60 Mrds € de recettes supplémentaires, de quoi financer à hauteur de 52 Mrds € de nouveaux EPR2 et éponger une partie de sa dette… L’entreprise aurait pu ainsi continuer à investir sereinement dans la transition énergétique électrique décarbonée du pays.

Un rétablissement industriel et financier attendu dès 2023

J’évoquais dans mon billet  d’octobre 2022 la sous-évaluation de l’entreprise dans le cadre de l’OPAS (Offre Publique d’Achat Simplifiée) initiée par l’État  : «ne pas se limiter à la photographie  2022 de l’entreprise que l’on savait exceptionnellement désastreuse pour calculer sa valorisation». De plus, nous n’avions pas de réelle projection quant au projet du gouvernement. La feuille de route est toujours en réflexion, semble-t-il.

 

Un EDF intégré pourrait valoir davantage que 12 € l’action. L’épisode des CSC est même qualifié par certaines banques comme JP Morgan de «problème superficiel», avec un programme d’examens et de réparations qui aurait pu être planifié pendant des arrêts de tranches. JP Morgan prévoit également dans sa note d’analyse (cf.  : note  11.07.2022) une amélioration financière d’EDF à l’horizon 2024-2025. En ce sens, la production espérée oscille entre 300 et 330 TWh (279 TWh en 2022), malgré les chantiers du grand carénage en cours.
 

La réparation de l’ensemble du palier P’4 (12 réacteurs 1300 MW) est prévue pour cette année, le retour à la normale des moyens de production étant attendue pour 2025. À cet instant, l’OPAS est toujours suspendue et dépendante du recours déposé par des représentants d’actionnaires minoritaires (dont certains salariés d’EDF au travers du Conseil de surveillance de leur fonds Actions EDF du PEG) afin d’obtenir l’annulation de la décision de conformité de l’AMF validant cette OPAS.

 

La Cour d’appel de Paris a jusqu’au 2 mai pour se prononcer. Si la décision de l’AMF est confirmée, alors l’OPAS reprendra pendant 10 jours pour être suivie d’un retrait de la cote obligatoire, l’État détenant déjà 95,82 % du capital au 3 février. Mais pour l’instant ce processus d’étatisation via le marché boursier est a minima retardé. Ce vœu pourrait finalement être exaucé, car la voie de sortie de la Bourse d’EDF n’est pas clarifiée pour le moment : en effet, une proposition de nationalisation d’EDF, visant notamment à empêcher son démantèlement, a été votée en première lecture à l’Assemblée nationale le 9 février dernier et doit désormais être examinée par le Sénat le 6 avril.

 

Si elle venait à être adoptée (au mieux début mai en seconde lecture à l’Assemblée nationale, en s’intercalant dans l’éventuelle phase de réouverture de l’OPAS), elle pourrait complètement bouleverser la situation de l’entreprise, en lui rendant sa mission première de service public intégré au service de la nation. Il est en tout cas indéniable que le feuilleton à rebondissements de la sortie de Bourse est haletant. L’incertitude pesant sur l’OPAS n’est pas pour nous déplaire, puisque le Parlement nous offre une excellente alternative.

Durée de vie des centrales et course contre la montre

La crise de l’énergie aura au moins eu l’effet bénéfique d’interpeller brutalement les parlementaires. Ils ont ainsi émis en grande majorité le souhait de protéger EDF. En parallèle, les enquêtes menées par leurs soins ont mis en lumière le manque de marges de manœuvre industrielles et financières de l’entreprise. Désormais, tous conviennent qu’il faut se doter de nouveaux moyens de production fiables et décarbonés en urgence. Il est désormais urgent de construire de nouvelles centrales. «L’effet falaise» ou la fin d’exploitation programmée des centrales approche. En effet, près de la totalité du parc a été construite en 20 ans.

 

Ainsi, la plupart d’entre elles auront plus de 60 ans en 2050, soit l’âge d’une retraite bien méritée. Il est donc urgent d’en construire de nouvelles, car elles sont quasiment les seules garantes d’une production massive et décarbonée d’énergie pilotable. La prise de conscience arrive tardivement et cela résulte notamment du manque de courage et de vision politique de ces 20 dernières années. Les enquêtes parlementaires en cours en témoignent…

 

Désormais, le gouvernement soutient le projet de construction de nouveaux réacteurs. Il tente même de tout faire pour accélérer le mouvement. À cet effet, il pousse depuis le 1er trimestre 2023 :
 

  • la loi d’accélération du nucléaire après celle des énergies renouvelables;
  • la fusion de l’ASN, de l’IRSN et du CEA qui fait largement débat en ce moment. Mais ce nouveau regain d’intérêt pour notre industrie ne doit pas faire oublier toute la schizophrénie à laquelle EDF doit encore faire face.

 

EDF ne peut pas tout faire en étant une entreprise :
 

  • à mission de service public, venant en protection des consommateurs français;
  • devant verser de généreux dividendes à l’État, alors que ces sommes auraient dû être réinvesties dans la modernisation de l’outil de production;
  • qui subventionne de façon aberrante sa propre concurrence en lui revendant une partie de sa production à perte (43 % de sa production en 2022, alors que la loi Nome impose 25 %);
  • qui doit faire face à ses aléas industriels comme toute entreprise… mais avec des solutions dont la mise en œuvre dépend aussi et surtout d’une ASN peu flexible;
  • qui doit prendre en charge quasiment à elle seule la transition énergétique électrique.

 

Face à ces obligations titanesques, il est indispensable d’éclairer les différents acteurs de la filière, mais surtout les salariés quant à la trajectoire de l’entreprise. La régulation tient une part prépondérante dans les finances et génère une grave incertitude sur la faisabilité et la rentabilité d’investissements de plus en plus lourds, pourtant indispensables.

 

Pour disposer de perspectives viables, il faut nécessairement identifier les intentions précises des pouvoirs publics sur la régulation et sur les moyens de financer les nouveaux projets. Mise au pied du mur, car coincée entre le poids de ses dettes et ses obligations d’investissements, ne serait-ce que pour conserver en bon état de fonctionnement et sûreté son parc actuel, EDF attend la formalisation de sa nouvelle stratégie.

 

L’entreprise ne peut plus se permettre de supporter des coûts inopinés, via notamment des volumes d’ARENH supplémentaires.

 

Ce cadre de cohérence doit s’inscrire dans la nouvelle feuille de route attendue pour juin prochain. Elle devra en ce sens donner des éléments de langage clairs, à savoir si de nouvelles cessions/acquisitions auront lieu, lesquelles et pour quelles raisons.

 

Ce sera l’une des seules manières de fédérer les salariés autour de leurs missions actuelles et surtout futures. Ils sont le pouls de l’entreprise, mais portent également la lourde responsabilité de l’alimentation du pays — ses entreprises de la plus grande à la plus petite, ses citoyens — en électricité dans les années à venir. 

 

Investissements et capital humain indispensables

 

Rien que pour réaliser les nouveaux réacteurs, la filière devra embaucher près de 80 000 salariés en 10 ans, selon les sources du ministère de l’Écologie. Le fait marquant depuis ce début d’année est justement le recrutement massif dans le Groupe pour répondre à de nombreux défis comme ceux de nos deux filiales et de notre commercialisateur :
 

  • Enedis devant raccorder massivement les nouveaux producteurs d’énergies renouvelables (prévision de 2  millions en 10  ans), avec 5 Mrds € d’investissements/an. La filiale doit également moderniser le réseau de distribution avec 17 millions de bornes électriques à l’horizon 2035. Soit un investissement total de 96 Mrds € d’ici 2040 : un deuxième mur d’investissement, qui s’ajoute à celui du parc nucléaire;
  • RTE devant répondre aux besoins physiques du réseau avec des investissements également en hausse constante : près de 1,88 Mrds € pour 2023 et 4 Mrds € d’ici 2028-2029. Il doit également raccorder l’éolien et travailler sur les interconnexions avec l’Irlande et l’Espagne;
  • EDF Commerce devant accueillir l’afflux massif de clients, de nouveaux et d’anciens clients parfois victimes de fournisseurs alternatifs peu scrupuleux, comme Ohm Énergie, Mint Énergie ou GreenYellow.
     

La CRE a réalisé des enquêtes sur ces entreprises à l’automne dernier pour «abus d’Arenh». À ce jour, nous ne savons toujours pas s’ils font ou feront l’objet de sanctions… Il n’est désormais plus l’heure de diminuer la masse salariale, comme nous le vivons depuis des années. Il s’agit de faire redémarrer une filière afin de continuer à alimenter le pays en électricité dans les décennies à venir. Pour cela, l’entreprise doit se rendre attractive et tenir compte des aspirations des nouvelles générations, qui ont elles aussi besoin d’une vision quant à un parcours professionnel et une évolution salariale.

 

Être attractif, c’est avoir le contrat social ad hoc : c’est bien rémunérer ses salariés dans des conditions sociales solides, à travers un statut qui demeure attrayant quoi qu’on en dise. Il contribue par exemple à ralentir, voire à éviter le turn-over inquiétant au sein de l’ingénierie et des exploitants des centrales nucléaires : il permet un retour sur les investissements dans la formation… message adressé aux cost-killers et à leur vision de court terme!

 

Car l’enjeu social, en plus de fidéliser, est d’attirer les jeunes dans les métiers en tension, comme les soudeurs, très courtisés sur le marché du travail. La grille de salaire des IEG n’est absolument pas bloquante : elle a juste besoin d’être réévaluée face à la réalité du marché et de l’inflation. Les salariés ne doivent plus être considérés comme une charge comptable, mais comme l’atout incontournable du service public de l’énergie.

 

(*) L’EBITDA est un terme signifiant « earnings before interest, taxes, depreciation, and amortization » en Anglais. Sa traduction française est relayée sous le sigle BAIIA pour « bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement« . 

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