Cómo el gigante nuclear de Francia perdió 17.900 millones de euros

En febrero de 2023, la empresa de servicios públicos controlada por el Estado francés, Électricité de France (EDF), registró una pérdida neta de 17.900 millones de euros en el ejercicio fiscal 2022, el peor déficit financiero en la historia de la compañía y una de las mayores pérdidas corporativas anuales jamás registradas en Europa. Apenas cuatro meses después, en junio de 2023, el Tesoro francés completó la compra pública de los accionistas minoritarios restantes de EDF por 9.700 millones de euros, a 12 euros por acción, lo que excluyó a la empresa de la Bolsa de París y la devolvió a la propiedad estatal al 100 %. El colapso del balance de EDF durante un año de precios récord de la electricidad en Europa expuso una profunda contradicción estructural en el corazón de la política energética francesa: un régimen regulatorio que obligaba al operador del mayor parque nuclear de Europa a subvencionar a sus competidores minoristas a precios fijos por debajo del mercado, mientras asumía todo el riesgo operativo y financiero de la generación física. ^[1]

El Plan Messmer de 1974 y la estandarización del parque nuclear#

La arquitectura eléctrica contemporánea de Francia se originó tras el embargo petrolero de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en octubre de 1973, que cuadruplicó los precios mundiales del crudo y expuso la aguda dependencia de Francia de los hidrocarburos importados. El 6 de marzo de 1974, el primer ministro Pierre Messmer anunció un programa industrial de una escala sin precedentes: Francia eliminaría gradualmente las centrales eléctricas de combustibles fósiles y construiría una flota estandarizada de reactores de agua a presión (PWR) basados en diseños bajo licencia de Westinghouse, adaptados por Framatome y operados por EDF, la empresa estatal creada mediante la ley de nacionalización de posguerra del 8 de abril de 1946. ^[2]

Bajo el lema «todo eléctrico, todo nuclear», EDF puso en marcha 58 reactores de agua a presión en 19 centrales eléctricas entre finales de la década de 1970 y finales de la de 1990. Al estandarizar las series de reactores en clases uniformes de 900, 1.300 y 1.450 megavatios, EDF logró importantes economías de escala en ingeniería, fabricación de componentes, formación de equipos y mantenimiento. A principios de la década de 2000, el parc nucléaire generaba aproximadamente entre el 70 y el 75 % de la electricidad nacional francesa —la mayor cuota nuclear de cualquier nación del mundo— y convirtió a Francia en el mayor exportador neto de energía eléctrica de Europa, enviando de forma rutinaria entre 60 y 70 teravatios-hora (TWh) al año a las redes vecinas de Alemania, Italia, España, Bélgica y el Reino Unido. ^[3]

A medida que las directivas de la Unión Europea a finales de la década de 1990 y en la de 2000 presionaban a los Estados miembros para que liberalizaran los mercados mayoristas y minoristas de energía, el histórico parque nuclear de EDF se convirtió tanto en una ventaja económica como en un campo de batalla regulatorio. En noviembre de 2004, el estatus legal de EDF pasó de ser un establecimiento público de carácter industrial y comercial (EPIC) a una sociedad anónima (société anonyme), y en noviembre de 2005 el Gobierno francés sacó a bolsa aproximadamente el 15 % del capital de EDF en la Bolsa de París a 32 euros por acción, recaudando más de 7.000 millones de euros mientras conservaba una participación mayoritaria de entre el 84 y el 85 %. ^[4]

La Loi NOME de 2010 y el mecanismo ARENH de 42 €/MWh#

La apertura a la competencia del mercado minorista de electricidad de Francia en julio de 2007 creó un dilema estructural inmediato para las autoridades de competencia europeas. Dado que EDF era propietaria del parque nuclear amortizado construido bajo la protección del monopolio estatal desde 1974, sus costes de producción marginales y medios eran muy inferiores al coste de construir nueva generación renovable o de gas. Los proveedores minoristas alternativos argumentaron que nunca podrían competir por los hogares o clientes industriales franceses a menos que se les concediera acceso a la producción nuclear de carga base de EDF a tarifas que reflejaran los costes. ^[5]

Para resolver una prolongada investigación antimonopolio de la Comisión Europea sin desmembrar EDF, el Parlamento francés promulgó la Ley n.º 2010-1488, de 7 de diciembre de 2010, sobre la Nueva Organización del Mercado de la Electricidad (Nouvelle Organisation du Marché de l’Électricité, o Loi NOME). Con entrada en vigor el 1 de julio de 2011 y programada para durar hasta el 31 de diciembre de 2025, la Loi NOME creó el Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH), un mecanismo de acceso regulado que obligaba a EDF a vender una parte sustancial de su generación nuclear histórica a proveedores minoristas rivales a un precio fijo administrado por el Estado. ^[6]

Según las normas del ARENH supervisadas por el regulador energético de Francia, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), los proveedores alternativos podían comprar hasta un tope nacional global de 100 TWh al año, aproximadamente una cuarta parte de la producción nuclear anual normal de EDF. A partir del 1 de enero de 2012, el Gobierno francés fijó el precio de transferencia del ARENH en 42 euros por megavatio-hora (MWh) y mantuvo ese precio congelado durante una década. ^[7]

El Tribunal de Cuentas de Francia (Cour des comptes) y los economistas energéticos pronto señalaron la opción asimétrica integrada en el diseño del ARENH. Dado que los proveedores alternativos tenían el derecho, pero no la obligación, de suscribir volúmenes del ARENH cada mes de noviembre para el año natural siguiente, su comportamiento seguía los precios del mercado mayorista en la Bolsa Europea de la Energía (EPEX Spot):

• Cuando los precios mayoristas de la electricidad en Europa cayeron por debajo de los 42 €/MWh —como ocurrió entre 2014 y 2016 en medio de la caída de los precios del carbón y de las emisiones de carbono—, los proveedores alternativos abandonaron la ventana del ARENH y compraron energía más barata directamente en el mercado mayorista, dejando a EDF vendiendo su producción nuclear a precios al contado deprimidos.
• Cuando los precios mayoristas superaron los 42 €/MWh, los proveedores rivales ejercieron todo su derecho hasta el límite de 100 TWh, capturando el diferencial entre el precio nuclear regulado de 42 €/MWh y los precios de mercado más altos, mientras que a EDF se le impidió obtener los beneficios del mercado necesarios para financiar el programa de extensión de vida útil multimillonario Grand Carénage para sus envejecidos reactores.

La crisis de corrosión bajo tensión de 2021-2022 y el mandato del escudo tarifario de 20 TWh#

A finales de 2021 y durante todo 2022, dos graves crisis convergieron simultáneamente sobre EDF. La primera fue técnica. Durante las inspecciones rutinarias decenales a finales de 2021 en los reactores de 1.450 megavatios Civaux-1 y Chooz-B2, los ingenieros de EDF descubrieron grietas microscópicas por corrosión bajo tensión (corrosion sous contrainte) cerca de las soldaduras en las tuberías del sistema de inyección de seguridad diseñado para enfriar el núcleo del reactor en caso de emergencia. Las posteriores comprobaciones por ultrasonidos identificaron defectos similares en múltiples unidades de 1.450 y 1.300 megavatios. En combinación con los programas de mantenimiento retrasados por la pandemia desde 2020, las reparaciones por corrosión bajo tensión obligaron a EDF a desconectar más de la mitad de sus 56 reactores operativos a mediados de 2022. ^[8]

Como resultado, la generación nuclear anual francesa de EDF se desplomó de 360,7 TWh en 2021 a solo 279 TWh en 2022, el nivel más bajo desde 1988, antes de la finalización de la flota de Messmer. Por primera vez en 42 años, Francia pasó de ser el mayor exportador neto de electricidad de Europa a un importador neto durante el año natural 2022.

La segunda crisis fue geopolítica y regulatoria. A medida que Rusia reducía las entregas de gas natural por gasoducto a Europa antes y después de su invasión de Ucrania en febrero de 2022, los precios mayoristas de la electricidad en Europa —vinculados al coste marginal de la generación con gas natural— se dispararon a récords históricos, superando brevemente los 700 a 1.000 €/MWh en los mercados a plazo y al contado franceses en agosto de 2022 y promediando bastante más de 250 €/MWh durante el año. Decidido a limitar los aumentos de las tarifas eléctricas residenciales reguladas al 4 % bajo su «escudo tarifario» (bouclier tarifaire) para los consumidores antes de las elecciones presidenciales de abril de 2022, el Gobierno francés anunció en enero de 2022 y formalizó por decreto en marzo de 2022 un aumento excepcional del límite del ARENH de 100 TWh a 120 TWh para 2022.

En virtud de este decreto de emergencia, se ordenó a EDF vender 20 TWh adicionales de energía nuclear a proveedores competidores entre el 1 de abril y el 31 de diciembre de 2022, a un precio de 46,2 €/MWh. Dado que EDF ya sufría graves paradas de reactores y no poseía físicamente la electricidad nuclear adicional, el decreto obligó a EDF a comprar los 20 TWh que le faltaban en el mercado mayorista a los precios fijados durante el periodo de referencia de la primavera de 2022 —con un promedio de unos 257 €/MWh— y a revender inmediatamente esos megavatios-hora a sus competidores minoristas a 46,2 €/MWh, al tiempo que recompraba energía de sustitución en los mercados al contado por encima de los 400 €/MWh para cubrir los compromisos con sus propios clientes.

Pérdida récord de 17.900 millones de euros y el recurso ante el Conseil d’État#

El impacto financiero de comprar electricidad a precios mayoristas máximos y venderla a tarifas reguladas limitadas devastó la cuenta de resultados de EDF. Aunque EDF presentó un recurso legal formal ante el Conseil d’État (el máximo tribunal administrativo de Francia) solicitando 8.340 millones de euros en compensación estatal por la asignación forzosa de 20 TWh —una reclamación que el Conseil d’État acabó rechazando en febrero de 2023 alegando que la protección del poder adquisitivo de los consumidores justificaba la intervención—, la fuga de efectivo obligó al Estado francés a intervenir directamente.

Cuando EDF publicó sus estados financieros de todo el año 2022 en febrero de 2023, la magnitud de los daños era inconfundible. El beneficio antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) pasó de unos 18.000 millones de euros positivos en 2021 a unos 5.000 millones de euros negativos en 2022. El beneficio neto atribuible al grupo cayó a una pérdida récord de 17.900 millones de euros, mientras que la deuda financiera neta se disparó en más de 21.000 millones de euros en un solo año hasta alcanzar los 64.500 millones de euros.

La nacionalización total de 9.700 millones de euros en 2022-2023 y el acuerdo pos-ARENH#

Al reconocer que una empresa parcialmente cotizada, lastrada por 64.500 millones de euros de deuda y sujeta a controles políticos de precios, no podía financiar el plan de Belfort de febrero de 2022 del presidente Emmanuel Macron para construir al menos seis nuevos reactores presurizados evolutivos EPR2, ni refinanciarse limpiamente en los mercados de capital privado, la primera ministra Élisabeth Borne anunció el 6 de julio de 2022 que el Estado nacionalizaría EDF en su totalidad. El 19 de julio de 2022, el Ministerio de Economía y Finanzas lanzó una oferta pública de adquisición simplificada (offre publique d’achat simplifiée) para adquirir el 15,9 % restante del capital social de EDF y los bonos convertibles (OCEANEs) que aún no estaban en manos del Estado a 12,00 euros por acción, una prima del 53 % sobre el precio de cierre previo al anuncio de 7,84 euros, aunque muy por debajo del precio de salida a bolsa de 32 euros de 2005.

Después de que el Tribunal de Apelación de París desestimara un recurso legal de las asociaciones de accionistas minoritarios que argumentaban que la oferta de 12 euros infravaloraba a EDF porque el propio Estado había deprimido el precio de las acciones mediante el mandato del ARENH de 2022, se completó la venta forzosa (retrait obligatoire) y las acciones de EDF fueron excluidas de Euronext París el 8 de junio de 2023, con un coste total para el Tesoro francés de 9.700 millones de euros. A finales de 2023, para evitar que se repitiera la crisis de 2022 cuando el sistema ARENH expirara a finales de 2025, el Gobierno francés y EDF acordaron un marco pos-ARENH centrado en un precio nuclear de referencia medio de unos 70 €/MWh, junto con un mecanismo progresivo de redistribución de los ingresos extraordinarios a los consumidores.

Mecanismo Teórico y Transmisión de Balance#

Según la hipótesis de la inestabilidad financiera de Kindleberger–Minsky (Kindleberger, 1978; Minsky, 1986) y la teoría de la deflación por deuda de Irving Fisher (1933), las burbujas especulativas se tornan sistémicas cuando la expansión crediticia desplaza los balances desde el financiamiento cubierto hacia estructuras especulativas y Ponzi dependientes del apalancamiento a corto plazo.

Cuando el giro monetario detiene el alza de precios, las ventas forzadas por llamadas de margen desencadenan una espiral de deflación por deuda que contrae el crédito bancario.

Fuentes y lecturas adicionales#

1. International Energy Agency (IEA), «Renationalisation of EDF,» IEA Policy Database, 2023. Referencia Histórica y Financiera
2. Direction de l’information légale et administrative, «Marchés de l’électricité : une organisation mise en cause,» Vie-publique.fr / Cour des comptes summary, 2022. Referencia Histórica y Financiera
3. Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), «Accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH),» CRE, 2022. Referencia Histórica y Financiera
4. Commission de Régulation de l’Énergie (CRE), «Les demandes d’ARENH pour 2022,» CRE, 2021. Referencia Histórica y Financiera
5. Enerdata, «France mandates EDF to sell 100 TWh of power under the ARENH scheme in 2023,» Enerdata Daily Energy News, 2022. Referencia Histórica y Financiera
6. World Nuclear News, «Agreement on post-ARENH nuclear electricity pricing,» World Nuclear Association, 2023. Referencia Histórica y Financiera
7. Irving Fisher — "The Debt-Deflation Theory of Great Depressions," Econometrica 1, no. 4 (FRASER Federal Reserve Archive, 1933): 337–357 Banco Central / Autoridad Monetaria
8. Charles P. Kindleberger & Robert Z. Aliber — Manias, Panics, and Crashes: A History of Financial Crises (Palgrave Macmillan) Investigación Académica Arbitrada

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