Le 3 septembre 2025, EDF et Lafarge France ont annoncé un contrat qui alloue au cimentier une quote-part de la puissance du parc nucléaire en exploitation d’EDF sur plus de 10 ans. L’annonce nomme ce que les deux parties partagent, les coûts et le risque sur les volumes effectivement produits par ce parc, et elle ne nomme aucun prix.
L’énergie industrielle n’a pas une source unique de profit : l’argent se gagne par des contrats qui répartissent des risques différents, une rémunération régulée du capital investi, un partage à long terme des coûts et des volumes, une marge sur des équipements, une rémunération pour exploiter un service, une prime versée seulement après une production certifiée, et la bonne question pour un candidat est de savoir lequel de ces risques son travail mesure, répartit ou évite.
Cet article ouvre la deuxième industrie de l’Atlas des industries de CareerOn, l’énergie pour l’industrie. Il lit dix documents datés, publiés par un régulateur, un gestionnaire de réseau, un énergéticien, quatre groupes cotés, la Commission européenne et l’Agence internationale de l’énergie. Il leur pose une seule question : quand un site industriel paie son énergie, où l’argent reste-t-il, et à quelle condition ? Il lit d’abord les contrats, puis les quatre mesures publiées par les entreprises, puis la différence entre une signature et un revenu, puis l’argument contraire à notre lecture, et il se termine sur trois travaux qu’un candidat peut répéter.
Partir du contrat, pas du logo
Quand on demande où se gagne l’argent dans une industrie, le réflexe est d’aligner les plus grandes entreprises et de comparer leurs marges. Dans l’énergie industrielle, ce réflexe trompe, car un même euro payé par une usine peut traverser plusieurs accords très différents avant de devenir le profit de quelqu’un. Chaque accord répond à une question différente : qui apporte le capital, qui porte le prix, qui porte le volume, qui est payé à la livraison et qui n’est payé que si quelque chose fonctionne.
La Commission de régulation de l’énergie répond à la première question pour le réseau de distribution dans une délibération du 13 mars 2025. Elle indique que la CRE définit la rémunération d’Enedis, gestionnaire de l’essentiel du réseau de distribution français, selon une méthode normative qui assure une rémunération raisonnable des capitaux investis. La même délibération relève qu’Enedis prévoit un programme d’investissements en forte croissance, 25 573 M€ au total entre 2025 et 2028.
C’est un constat précis et limité. Il dit que, sur le réseau, l’argent se gagne en étant autorisé à couvrir et à rémunérer le capital dans un cadre écrit par le régulateur. Il ne dit pas que le réseau est la couche la plus rentable du secteur, et une trajectoire tarifaire n’est pas un profit réalisé. Nous imprimons le mécanisme, rien de plus.
Le contrat entre EDF et Lafarge France répond à une deuxième question. Ici, l’argent se gagne en allouant une part d’une capacité existante à un seul acheteur industriel sur une longue période, avec un partage des coûts et du risque sur les volumes produits. Le communiqué décrit la structure. Il ne donne ni le prix, ni la marge, ni l’espoir de rendement de l’une ou l’autre partie, et nous ne les devinons pas.
Deux autres contrats apparaissent dans les publications des entreprises : la vente d’équipements, qui fait l’essentiel des revenus de Schneider Electric et de Nexans, et l’exploitation d’un service dans la durée, qui fait ceux de Veolia et, pour ses gaz, d’Air Liquide. Le cinquième est le plus récent et le plus conditionnel, et la Commission européenne le documente précisément.
Un même euro peut passer par cinq contrats différents, chacun portant un risque différent
| Contrat | Comment l’argent est gagné | Risque attribué par le document |
|---|---|---|
| Réseau régulé (CRE, Enedis) | Rémunération raisonnable des capitaux investis, fixée par le régulateur | Pas un profit ; une trajectoire autorisée |
| Approvisionnement long terme (EDF, Lafarge France) | Une quote-part du parc nucléaire sur plus de 10 ans | Coûts et risques sur les volumes produits partagés |
| Livraison d’équipements (Schneider Electric) | Ventes de produits et de systèmes | Non précisé |
| Service d’exploitation (Veolia) | Exploitation de services d’eau, de déchets et d’énergie | Non précisé |
| Aide conditionnée à la production (Fonds pour l’innovation) | Prime fixe par kilogramme d’hydrogène certifié | Aucun paiement avant la production |
Sources 1 Commission de régulation de l’énergie (CRE) · 3 Électricité de France · 4 Schneider Electric · 7 Veolia · 8 European Commission
Lue ligne par ligne, cette carte ne dit pas quel contrat rapporte le plus. Elle dit que chacun porte un risque différent, et que les documents sont explicites sur certains risques et muets sur d’autres. Là où un document se tait, la case le dit. Ce silence est lui-même une information : les groupes d’équipements et de services publient des résultats, pas les conditions de risque des contrats qui les produisent.
Quatre mesures qui ne se classent pas
Les groupes cotés publient bien des pourcentages, et ce sont les éléments les plus faciles à détourner dans cette histoire. Chaque entreprise mesure ses résultats à sa manière, sur son propre périmètre, rapportés à son propre dénominateur. Les placer sur un même axe inventerait un classement qu’aucun de ces documents ne permet.
Schneider Electric a publié pour le premier semestre 2025 un chiffre d’affaires de groupe de 19,3 milliards d’euros, en hausse organique de 8 %, et un EBITA ajusté de 3,5 milliards d’euros, en hausse organique de 7 %. Sa marge d’EBITA ajusté s’établit à 18,2 %, un niveau que le groupe attribue lui-même aux effets de change et à la saisonnalité. C’est une mesure de groupe, pas une mesure des produits énergétiques, et elle n’est pas définie par les normes IFRS.
Nexans, le câblier, publie sur une autre base. Ses ventes standard du premier semestre 2025 atteignent 3,8 milliards d’euros, pour des ventes courantes de 4,7 milliards5, en hausse organique de 4,9 %. Les ventes standard neutralisent l’effet du prix des métaux, si bien que son EBITDA ajusté de 441 millions d’euros, en hausse de 7,0 % sur un an, représente une marge de 11,7 % des ventes standard. Ce dénominateur est choisi justement parce que le cours du cuivre fausserait sinon le ratio, et il ne se compare pas au chiffre d’affaires publié par une autre entreprise.
Air Liquide publie un résultat opérationnel courant. Au premier semestre 2025, son chiffre d’affaires de groupe s’élève à 13 722 millions d’euros6 et son résultat opérationnel courant à 2 737 millions d’euros. La marge du groupe est de 19,9 % et celle de son activité Gaz et Services de 22,0 %. Ce sont deux périmètres et deux dénominateurs, et aucun n’isole l’hydrogène ni un contrat d’approvisionnement industriel.
Veolia a publié pour le premier semestre 2025 un chiffre d’affaires de 22 048 millions d’euros, en hausse de 3,8 %, et un EBITDA de 3 367 millions d’euros, en hausse de 5,5 %, soit une marge de 15,3 %. Cette marge couvre l’eau et les déchets autant que l’énergie. Ce n’est pas une marge de réseau de chaleur, et nous ne la présentons pas comme telle.
Quatre entreprises, quatre mesures différentes : aucun de ces pourcentages ne se classe
| Entreprise | Mesure publiée | Dénominateur | Périmètre |
|---|---|---|---|
| Schneider Electric | Marge d’EBITA ajusté 18,2 % | Chiffre d’affaires du groupe | Groupe entier |
| Nexans | Marge d’EBITDA ajusté 11,7 % | Ventes standard (hors effet métal) | Groupe entier |
| Air Liquide | Marge ROC 19,9 % ; Gaz & Services 22,0 % | CA du groupe ou du segment | Deux périmètres |
| Veolia | Marge d’EBITDA 15,3 % | Chiffre d’affaires du groupe | Eau, déchets et énergie |
Sources 4 Schneider Electric · 5 Nexans · 6 Air Liquide S.A. · 7 Veolia
Ce que les quatre panneaux établissent est plus étroit et plus utile. Chacun de ces groupes publie des résultats positifs et en progression. Aucun document ne dit où, dans le groupe, ces résultats se forment, quels clients les produisent, ni quelle part vient de l’énergie industrielle plutôt que du reste de l’activité. Un candidat qui lit ces chiffres comme un classement d’employeurs en tire la mauvaise leçon. Un candidat qui les lit comme quatre définitions différentes du profit apprend comment les équipes financières de ce secteur parlent réellement.
Une signature n’est pas un revenu
La troisième question est celle du temps. L’énergie pour l’industrie est pleine d’annonces, d’accords et d’attributions, et chacun est présenté comme une nouvelle. Les documents eux-mêmes distinguent avec soin les états par lesquels passe un projet, et le lecteur doit faire de même.
L’exemple le plus clair est le soutien public à l’hydrogène renouvelable. Le 7 octobre 2024, la Commission européenne a indiqué que les lauréats de la première enchère européenne sur l’hydrogène renouvelable avaient signé leurs conventions de subvention. Le Fonds pour l’innovation soutient ces projets par une prime fixe par kilogramme d’hydrogène renouvelable certifié et vérifié, et aucun paiement n’intervient avant le début de la production. Le soutien total s’élève à 694 521 237 euros, versés sur dix ans.
Lu à la lettre, ce document établit une convention signée et une règle de paiement conditionnelle. Il n’établit pas qu’un projet produit, qu’une prime a été versée, ni qu’un projet est rentable. Cette somme est un engagement conditionné à une production future, pas un revenu de l’hydrogène déjà acquis.
Le contrat entre EDF et Lafarge France passe le même test. L’annonce et la signature sont documentées. Les livraisons prévues par le contrat, et ce que chaque partie en retire, ne le sont pas dans la source, et notre graphique les laisse non documentées plutôt que de les remplir.
Une signature n’est pas une production, et une production n’est pas un revenu
| Dossier | Annoncé | Signé | En production | Revenu réalisé |
|---|---|---|---|---|
| Approvisionnement EDF et Lafarge France | Documenté | Documenté | Non documenté | Non documenté |
| Aides hydrogène du Fonds pour l’innovation | Documenté | Documenté | Non documenté | Non documenté |
Sources 3 Électricité de France · 8 European Commission
Ce n’est pas du pinaillage. Dans toute la transition énergétique, la distance entre un contrat signé et un revenu réalisé est l’endroit où les projets sont retardés, renégociés ou abandonnés, et c’est là que se situe une grande partie du travail d’analyse du secteur. Séparer ces quatre états est la première discipline de quiconque modélise ces projets.
La demande derrière les contrats
Tous ces contrats reposent sur la demande industrielle d’électricité, et le dernier bilan national est contrasté. RTE, gestionnaire du réseau français de transport à haute tension, indique qu’en 2024 la consommation agrégée des grandes industries et consommateurs tertiaires raccordés à son réseau à haute et très haute tension a crû de 2,4 % par rapport à 2023. Le même document relève que cette consommation reste inférieure de 12,7 % à la moyenne de la période 2014-2019.
Les deux chiffres comptent, et aucun n’est un chiffre d’affaires. Le premier dit que la demande des plus grands sites s’est redressée en 2024. Le second dit qu’elle n’a pas retrouvé son niveau antérieur. Aucun ne dit le prix payé par ces sites, les contrats qu’ils ont signés, ni combien de personnes cette reprise emploiera.
L’argument contraire
L’objection la plus forte à cette lecture est qu’elle serait trop prudente pour être utile. Un investisseur dirait que les réseaux régulés figurent évidemment parmi les activités les plus durables du secteur, que les fabricants d’équipements aux marges élevées se portent évidemment bien, et qu’une carte qui refuse de rien classer ne laisse au lecteur rien sur quoi agir.
Nous prenons l’objection au sérieux, et la réponse est dans les documents. Une rémunération régulée peut couvrir des coûts et rémunérer du capital sans établir un profit réalisé. Un contrat de plus de dix ans peut répartir un risque sans révéler si l’une des parties en tire un rendement attrayant. Une marge de groupe peut montrer qu’une entreprise a de bons résultats sans montrer où, dans le groupe, ils se forment. Une subvention attribuée n’est pas un revenu tant que sa condition de production n’est pas remplie. Et la consommation industrielle peut se redresser tout en restant sous son niveau antérieur.
Nous avons aussi écarté une hypothèse. On dit souvent que la flexibilité, le stockage et l’efficacité captent la valeur des coûts que le système évite. Aucun de nos dix documents ne définit un règlement de flexibilité, un écart de prix capté par le stockage ni un contrat d’économies mesurées, si bien que cette affirmation reste hors de cet article tant qu’aucun document primaire ne l’étaye.
Ce qui changerait la lecture
Trois types de documents feraient bouger cette carte. Un prix ou une marge publiés pour un contrat d’approvisionnement industriel à long terme diraient quelle partie de ce partage du risque gagne le plus. Une information sectorielle qui isole l’énergie industrielle au sein d’un des groupes cotés transformerait une mesure de groupe en mesure de secteur. Et un document attestant qu’un des projets d’hydrogène a commencé une production certifiée le ferait passer de signé à en production. D’ici là, la carte reste à la résolution que permettent les preuves.
Ce que cela change pour votre carrière
Si l’argent de l’énergie industrielle se gagne par des contrats qui répartissent des risques, alors une grande part du travail utile consiste à mesurer, répartir ou éviter ces risques. Les documents désignent trois de ces tâches, et CareerOn propose une simulation pour chacune.
La première est le risque logé dans un contrat d’électricité à long terme. L’accord entre EDF et Lafarge France partage les coûts et le risque de volume sur plus d’une décennie, et conseiller un acheteur industriel sur ce type de structure est le travail d’un consultant en transition énergétique. La source documente la structure. Elle ne dit ni le prix, ni la marge, ni la fréquence de ces contrats.
La deuxième est la concentration de la chaîne d’approvisionnement des batteries. Le rapport de l’Agence internationale de l’énergie sur les chaînes d’approvisionnement mondiales des batteries de véhicules électriques constate que la transformation des matières premières est très concentrée, cinq grandes entreprises détenant les trois quarts des capacités mondiales de production dans un segment et quatre entreprises la moitié des capacités mondiales de matériaux d’anode. Ce sont des chiffres de capacité mondiale de l’ère 2021, pas des parts actuelles, pas des coûts d’achat et pas l’exposition d’un acheteur européen donné, et la première tâche d’un analyste de la chaîne d’approvisionnement est de connaître cette différence.
La troisième est la production perdue des centrales solaires. RTE estime qu’en 2024 environ 0,8 TWh de production solaire française a été perdue parce qu’une partie du parc était économiquement incitée à baisser sa production pendant les épisodes de prix négatifs. C’est une catégorie de perte documentée à l’échelle nationale. Ce n’est pas le ratio de performance d’une centrale, ni une décomposition des pertes dues à l’encrassement, à la température, aux onduleurs ou à la disponibilité, qui est le travail qu’un analyste de performance solaire mène centrale par centrale.
Trois risques, trois mises en situation, chacune avec sa limite affichée
| Risque | Mise en situation | Ce que la source ne dit pas |
|---|---|---|
| Risque de coût et de volume sur l’électricité long terme | Consultant transition énergétique industrie | Prix, marge ou fréquence de ces contrats |
| Concentration des fournisseurs de matériaux de batterie | Analyste supply chain composants batteries | Parts actuelles ou coût d’achat (base de l’ère 2021) |
| Production écrêtée (environ 0,8 TWh, France 2024) | Analyste performance centrales solaires | Un ratio de performance ou une cascade de pertes |
Sources 3 Électricité de France · 9 International Energy Agency · 10 RTE (Réseau de Transport d'Électricité)
Si vous voulez conseiller une usine sur la façon dont elle achète son énergie, commencez par la simulation de consultant en transition énergétique pour l’industrie. Si vous voulez tester où une chaîne d’approvisionnement de batteries peut rompre, commencez par la simulation d’analyste supply chain composants batteries. Si vous voulez comprendre pourquoi une centrale solaire produit moins qu’elle ne devrait, commencez par la simulation d’analyste performance des centrales solaires. Aucun de ces documents ne dit combien de ces emplois existent ni ce qu’ils rapportent, et nous ne prétendons pas le contraire. Chaque simulation vous permet de faire le travail avant de le choisir.