Comment l’Union européenne a dépouillé EDF au profit d’actionnaires
Ouvert à la concurrence depuis les années 1990, le marché français de l’électricité devait faire baisser les prix et stimuler l’offre. Trente ans plus tard, EDF supporte toujours l’essentiel des contraintes industrielles, tandis que les consommateurs restent exposés aux secousses du marché.
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Pendant des décennies, la France a bâti son système électrique autour d’un opérateur public intégré, capable de produire, transporter et distribuer l’électricité selon une logique de long terme. C’est précisément ce modèle que l’ouverture à la concurrence, engagée sous l’impulsion de l’Union européenne, a progressivement défait. Avec un résultat qui tranche avec la promesse initiale : loin d’avoir simplifié ou allégé la facture, la libéralisation a ajouté des acteurs, exposé davantage le secteur aux prix de marché et affaibli l’entreprise qui continue pourtant d’en porter l’ossature.
Créée en 1946, EDF assurait l’approvisionnement du pays dans le cadre d’un service public national. Ce modèle intégré a permis le développement du parc nucléaire français, financé collectivement, et a longtemps garanti une électricité abondante, décarbonée et relativement prévisible. Les tarifs relevaient alors d’une politique publique fondée sur les coûts du système national, et non sur les variations parfois brutales des marchés de gros.
L’ouverture du marché, enclenchée par la directive européenne de 1996, a d’abord concerné les grands industriels avant d’être étendue aux entreprises en 2004, puis aux particuliers en 2007. L’argument était connu : davantage de fournisseurs devaient favoriser l’innovation et faire baisser les prix. Mais ce raisonnement se heurte à une limite structurelle. L’électricité ne se stocke pas facilement à grande échelle, sa production doit en permanence suivre la consommation, et son acheminement dépend d’infrastructures communes. En clair, la concurrence commerciale ne crée ni centrales, ni réseaux.
Une concurrence sans outil industriel propre
C’est toute la contradiction du système mis en place ensuite. EDF détenait l’essentiel du parc nucléaire français, construit bien avant l’arrivée des nouveaux entrants. Pour permettre à ces acteurs de rivaliser avec l’opérateur historique, les pouvoirs publics ont instauré en 2011 l’ARENH, l’Accès régulé à l’électricité nucléaire historique.
Ce mécanisme obligeait EDF à vendre jusqu’à 100 térawattheures par an à ses concurrents au prix réglementé de 42 euros le mégawattheure. Des fournisseurs privés ont ainsi pu commercialiser une électricité qu’ils ne produisaient pas eux-mêmes, à partir d’un parc financé par la collectivité. La promesse d’une concurrence fondée sur l’investissement dans de nouveaux moyens de production s’est alors largement déplacée vers une logique d’achat-revente, de démarchage et d’offres commerciales.
Le déséquilibre était accentué par le fonctionnement même du dispositif. Quand les prix de marché passaient sous le niveau de l’ARENH, les fournisseurs alternatifs pouvaient s’approvisionner ailleurs. Quand ils montaient au-dessus, ils réclamaient l’électricité nucléaire d’EDF au tarif régulé. Les acteurs privés pouvaient donc arbitrer selon leur intérêt du moment, tandis qu’EDF restait chargée des investissements lourds, de la maintenance du parc et de la sécurité d’approvisionnement.
La crise de 2021-2022 comme révélateur
La flambée des prix de l’énergie en 2021 et 2022 a mis cette architecture à nu. Plusieurs fournisseurs privés se sont retrouvés en difficulté, certains réduisant leur activité, cessant de proposer des contrats ou transférant leurs clients. EDF, elle, demeurait tenue d’assurer la continuité de l’approvisionnement.
Le gouvernement a alors imposé à l’entreprise publique de céder 20 térawattheures supplémentaires à ses concurrents en 2022 pour contenir la hausse des factures. Or une partie du parc nucléaire était indisponible à ce moment-là. EDF a donc dû acheter de l’électricité à prix élevé sur les marchés pour la revendre bien moins cher aux fournisseurs alternatifs. La décision a représenté plusieurs milliards d’euros de charges supplémentaires pour le groupe.
La logique de la concurrence apparaît ici dans toute sa fragilité : les marges peuvent être captées quand les conditions sont favorables, mais les risques industriels et l’obligation de continuité restent concentrés sur l’opérateur public. Au moment même où EDF devait financer l’entretien de ses réacteurs, prolonger la durée de vie du parc et préparer de nouvelles installations, l’entreprise a vu sa situation financière se tendre. Elle a finalement été renationalisée à 100 % en 2023, sans que cela remette en cause le cadre concurrentiel lui-même.
Après l’ARENH, le marché reste la règle
La fin annoncée de l’ARENH en 2025 aurait pu ouvrir une révision plus profonde. Elle a débouché sur un nouveau mécanisme, le Versement nucléaire universel, entré en vigueur en 2026. EDF vend désormais sa production nucléaire sur le marché, et une partie des revenus dépassant certains seuils est redistribuée aux consommateurs par l’intermédiaire des fournisseurs.
Le nom change, pas la logique. L’électricité nucléaire française reste indexée sur les marchés, EDF demeure exposée à leur volatilité, et les fournisseurs privés conservent leur rôle d’intermédiaires. Le système reste complexe, superposant producteurs, fournisseurs, négociants et mécanismes de compensation, là où une relation directe entre opérateur public et usagers serait plus lisible.
Après près de trente ans de libéralisation, le bilan est difficile à concilier avec les promesses de départ. Les factures n’ont pas été durablement allégées, l’organisation s’est alourdie, et l’entreprise qui porte l’essentiel de l’outil industriel a été mise sous pression. Pour un secteur aussi stratégique que l’électricité, le marché n’a pas remplacé la puissance publique : il s’est greffé sur elle, en la rendant plus coûteuse et moins cohérente.