Après une perte record de 17,9 milliards d’eurosen 2022, l’année 2023 d’EDF ne pouvait être que meilleure. Ce fut le cas. L’électricien national affiche un bénéfice net exceptionnel de 10 milliards d’euros, porté par des prix élevés de l’électricité et un rebond de la production nucléaire à 320 TWh contre 279 TWh en 2022, un plus bas historique. Cela reste loin des 360 TWh en moyenne des années précédentes, un niveau ne sera pas retrouvé avant 2025 ou 2026 au mieux. «2022 et 2023 sont les deux pires années de production nucléaire d’EDF», rappelle un expert du secteur. Le PDG du groupe, Luc Rémont, y voit lui «une sortie de crise».
Comme ces dernières années, l’État, qui détient maintenant 100% du capital du groupe, n’a pas demandé à percevoir de dividendes. Où vont donc aller ces 10 milliards d'euros de bénéfices ? Alors qu'EDF a devant lui des volumes d’investissements qui ne cessent de grossir pour assurer des travaux supplémentaires de prolongation du parc nucléaire historique et financer les retards du projet d’EPR d’Hinkley Point C (HPC) au Royaume-Uni, EDF a choisi de s’en servir pour réduire sa dette abyssale. Elle va passer de 64,5 milliards fin 2022 à 54,4 milliards d’euros. Le groupe, qui a réussi à lever 1 milliard d’euros d’emprunt vert pour l’entretien du parc nucléaire, doit en effet continuer à donner des gages aux marchés financiers. D’autant plus qu’il travaille cette année à un nouveau chiffrage des coûts de construction des six EPR2 français.
Succès incertain sur la nouvelle politique commerciale
EDF doit aussi démontrer qu’il peut atteindre une production nucléaire de 380 à 400 TWh d’ici à 2030. Il doit surtout prouver que sa nouvelle stratégie commerciale et l’accord trouvé avec le gouvernement sur la commercialisation du nucléaire historique succédant à l’Arenh sont viables. Or la baisse des prix de l’électricité, autour des 70 euros du MWh, ainsi que du prix de la tonne de CO2 en Europe, qui a chuté à 60 euros, compliquent les négociations de contrats longs et moyens termes d’EDF avec ses clients. Les rubans d’électricité à 2027 et 2028 qu’EDF met aux enchères depuis l’automne 2023 peinent à trouver preneur.
Hormis une lettre d’intention signée avec ArcelorMittal pour alimenter son site de Dunkerque dans le cadre de sa décarbonation, EDF n’a encore signé aucun de ses nouveaux contrats d'allocation de production nucléaire (CAPN), qui doivent l’aider à sécuriser ses investissements dans le grand carénage du parc historique. Et si Luc Rémont assure que le report de la Loi de souveraineté énergétique, qui doit acter le dispositif post Arenh négocié avec l’État, «n’a pas d’impact» sur la capacité d’EDF à déployer sa nouvelle politique commerciale, les clients estiment eux n’avoir pas assez de visibilité.
Situation compliquée à l'international
Sur le volet international également, l’avenir d’EDF est incertain. Certes, l’opérateur français a été retenu par la République tchèque pour construire 1 à 4 nouveaux réacteurs (en compétition avec le coréen KHNP). Mais le nouveau dérapage sur le chantier d’Hinkley Point C, qui repousse à 2030 voire 2031 la mise en service du premier des deux EPR et porte la facture totale à entre 41,6 et 46,5 milliards de livres courantes (48,6 à 54,3 milliards d’euros), a relancé les doutes sur la capacité d’EDF à mener de tels chantiers en respectant coûts et délais. EDF a aussi dû déprécier ses résultats 2023 de 12,9 milliards d'euros. De plus, si EDF assure toujours pouvoir connecter l’EPR de Flamanville cet été, l’Autorité de sûreté du nucléaire attend toujours des documents pour lui donner l’autorisation de charge le combustible d’ici à fin mars, comme prévu.
