Después de un annus horribilis en 2022, EDF volverá a la normalidad en 2023. No contento con volver a obtener beneficios, el grupo registró un beneficio neto récord de 10.000 millones de euros, para una facturación de 139.700 millones de euros. En doce meses, el grupo redujo su deuda en diez mil millones de euros hasta situarla en 54,4 mil millones. El método Luc Rémont, que asumió la dirección de la empresa en noviembre de 2022, está dando sus frutos.
El contraste con los resultados anuales de 2022 es sorprendente. El grupo registró entonces una pérdida récord de 17.900 millones de euros, lo que eleva su deuda a casi 65.000 millones. Las causas del bajo rendimiento son conocidas. En 2022, la crisis de corrosión bajo tensión, estas microfisuras descubiertas en determinadas partes de las tuberías de las centrales nucleares, hicieron que la producción del parque cayera a un mínimo histórico: 279 TWh (teravatios hora). Algo inaudito desde 1992, cuando Francia no tenía tantos reactores como hoy. Ante el colapso de la producción, Francia tuvo que importar 57 TWh. Sobre todo, EDF se había visto obligada a abastecerse de electrones en el mercado, en un momento en que los precios se habían disparado, mientras que, por contrato, los revendía a sus clientes mucho más baratos. En 2022, el aumento de los precios de la electricidad en los mercados mayoristas penalizó al electricista. En 2023 se benefició de ello.
Las luces vuelven gradualmente a ponerse verdes. La directriz la marcó Luc Rémont a su llegada: mejorar el “tiempo de metal”, es decir, el tiempo realmente dedicado a las tareas principales, a las máquinas. La producción nuclear del grupo en Francia aumentó en 2023 hasta alcanzar los 320 teravatios hora. La trayectoria está fijada, “las estimaciones de producción nuclear en Francia se confirman en el rango de 315-345 TWh para 2024, 335-365 TWh para 2025 y 2026”, menciona EDF. Ciertamente, todavía lejos de las ambiciones no oficiales para 2030, de 400 TWh, pero poco a poco el parque nuclear está volviendo a subir. “Quince de los 16 reactores más sensibles al fenómeno de la corrosión bajo tensión serán reparados a finales de 2023 y el último será tratado durante su inspección decenal que comienza en febrero de 2024”, especifica el grupo. También se avecina la puesta en marcha de Flamanville 3, mientras que la carga de combustible está prevista para marzo de 2024. La finalización de este proyecto después de dieciocho años de trabajo parecería tanto una victoria como un verdadero alivio.
Al mismo tiempo, la energía hidroeléctrica creció un 19,4%, hasta 38,7 TWh. Las centrales nucleares y las presas son las dos principales fuentes de producción eléctrica del grupo, que también desarrolla la energía eólica y la fotovoltaica, en Francia y en el extranjero.
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Sin embargo, EDF no ha terminado con los desafíos que debe afrontar. El grupo debe hacer un esfuerzo inversor colosal para mantener y renovar sus herramientas de producción. En el sector nuclear, se trata de una gran reorganización. Una operación que pretende prolongar la vida útil de las centrales eléctricas más allá de los 40 años y que supone alrededor de cincuenta mil millones de inversiones. A esto se suman 96 mil millones de gasto hasta 2040 en la red de distribución eléctrica de Enedis, para apoyar la transición energética. Por último, la cuestión de la gestión de las presas hidráulicas podría encontrar su epílogo, lo que permitiría al grupo, en caso de un acuerdo favorable con Bruselas, realizar inversiones en estas instalaciones para mejorar sustancialmente su rendimiento.
El grupo también debe afrontar el reto de una nueva energía nuclear, con una inversión mínima de entre 50.000 y 60.000 millones de euros, para construir al menos seis EPR2. Las condiciones financieras de este amplio programa aún no se han definido, pero el grupo ya ha comenzado a comprar terrenos cerca de los lugares en cuestión para iniciar rápidamente las obras de ingeniería civil.
Ante estos crecientes gastos, EDF debe asegurar la línea de ingresos, mientras se vislumbra el fin del sistema de venta de electricidad nuclear (Arenh) a finales de 2025, sistema en el que se venden 100 TWh cada año a 42 euros el MWh. El año pasado, EDF llegó a un acuerdo con el Estado francés para fijar el precio de su electricidad nuclear en una media de 70 euros por MWh durante los próximos quince años. Más allá de los 78 u 80 euros, el grupo devolverá el 50% de la diferencia a los consumidores, en el marco del pago nuclear universal, y el 90% por encima de los 110 euros por MWh. Un incentivo para que el grupo produzca más y mejor. El sistema, que aún no ha sido aprobado por Europa, tiene un gran inconveniente: no existe un umbral descendente. Si los precios mayoristas de la electricidad caen, EDF corre el riesgo de que su rentabilidad se derrita como la nieve al sol.
Sin embargo, esta no es la única palanca de la que dispone el grupo. A partir de noviembre puso en marcha contratos de asignación de producción nuclear (CAPN), con una duración de diez, quince, veinte años o más. Estos últimos incluyen el riesgo compartido entre EDF y los clientes potenciales, que son las aproximadamente 150 grandes empresas industriales electrointensivas del país. Aunque sólo representan un pequeño porcentaje de la producción nuclear de EDF, los CAPN no son menos estructurales para el sector dada su duración. De ello depende en gran medida la competitividad de los fabricantes afectados y la de EDF. Por ahora, las negociaciones continúan entre bastidores. El director general de TotalEnergies se mostró interesado por el principio, pero muy reservado sobre la idea de compartir riesgos.
La reactivación de la energía nuclear incluye un aumento de la potencia en el sector industrial, con importantes desafíos en términos de recursos humanos. La necesaria “mejora de habilidades” está en boca de todos. Las necesidades del sector han sido estimadas en 100.000 contrataciones en diez años por Gifen, el sindicato profesional del sector.
Si bien la mecánica parece estar en marcha para EDF, todavía queda una gran sombra sobre la mesa: la recompra de las turbinas Arabelle, que Alstom había vendido a la estadounidense General Electric. La Ofac, el brazo armado del Tesoro estadounidense, bloqueó la transacción. Los estadounidenses no tienen prisa por que EDF recupere su competitividad mientras la competencia internacional hace estragos. Cada vez más países están relanzando programas nucleares y los franceses son un serio rival para los estadounidenses. De este modo, EDF sigue compitiendo, junto con el KHNP surcoreano, por la construcción de reactores nucleares en la República Checa. Praga, por el contrario, excluyó a la estadounidense Westinghouse. Lo suficiente como para ofender algunas sensibilidades en Washington.
