EDF_DOCUMENT_REFERENCE_2017

2.

FACTEURS DE RISQUES ET CADRE DE MAÎTRISE Risques auxquels le Groupe est exposé

Une partie importante des revenus du Groupe provient d’activités soumises à des tarifs réglementés dont la variation et les conditions d’application pourraient avoir un impact sur les résultats du Groupe. En France, une partie importante des revenus du groupe EDF dépend de tarifs réglementés fixés par les pouvoirs publics ou les autorités de régulation (tarif réglementé de vente et Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics de transport et de distribution d’Électricité (TURPE), (voir section 1.5.3 « Cadre régulatoire » et section 1.5.2 « Service public en France »). Ce mode de fixation des tarifs avec intervention des autorités de régulation se retrouve dans d’autres pays où le Groupe est présent. Les principes définissant le droit aux tarifs ont été réaffirmés en France dans la loi NOME n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 et codifiés aux articles L. 337-7 à L. 337-9 et L. 445-5 du Code de l’énergie (voir section 1.4.2.1.3 « Les contrats aux tarifs réglementés de vente d’électricité »). La CRE peut proposer aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie de décider de limiter, voire de bloquer les hausses de tarifs, à qualité de service équivalente, le défaut d’opposition des ministres dans un délai de trois mois valant approbation. Des parties prenantes remettent en cause les arrêtés tarifaires devant les tribunaux. Engie a notamment introduit le 24 août 2017 devant le Conseil d’État un recours pour excès de pouvoir contre la décision du 27 juillet 2017 relative aux tarifs réglementés de vente, soutenant que les tarifs seraient contraires au droit de l’Union européenne. La loi NOME a également mis en place en France un Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH), au bénéfice des fournisseurs d’électricité concurrents d’EDF (voir section 1.4.3.3 « Accès Régulé à l’Énergie Nucléaire Historique (ARENH) »). Le prix de l’ARENH, qui est régulé, est une des références de prix utilisées pour la fixation des tarifs réglementés. De plus, les conditions de mise en œuvre de l’ARENH, ouvrant de nombreuses options en faveur des fournisseurs alternatifs, donnent à ceux-ci des opportunités d’arbitrage sur les marchés au détriment d’EDF, ce qui expose donc EDF symétriquement à des incertitudes majeures qui impactent négativement l’efficacité de sa gestion des risques marchés énergies (voir section 2.2.2.1.1 « Contrôle des risques marchés énergies »). Plus largement, le Groupe vend une part significative de sa production d’électricité sur les marchés européens à des tarifs réglementés ou contractualisés, qui comportent une indexation plus ou moins forte sur les prix de marché. En France comme dans les autres pays, le Groupe ne peut pas garantir que les tarifs réglementés de vente ou d’achat seront toujours fixés à un niveau qui lui permette de préserver sa capacité d’investissement à court, moyen et long termes et son intérêt patrimonial, en assurant une juste rémunération du capital investi par le Groupe dans ses actifs de production, de transport et de distribution. À titre d’illustration, la régularisation en France des tarifs réglementés de vente pour la période s’étendant du 1 er août 2014 au 31 juillet 2015, à la suite de l’arrêt du Conseil d’État du 15 juin 2016 et à la publication au Journal officiel le 2 octobre 2016 des arrêtés tarifaires rectificatifs s’est élevée à un montant brut de 1 030 millions d’euros. Le Groupe exerce parfois ses activités de production, de transport, de distribution ou de fourniture dans le cadre de concessions de service public et n’est pas toujours propriétaire des actifs qu’il exploite. Le Groupe n’est pas toujours propriétaire des actifs qu’il utilise pour ses activités et, dans ce cas, opère fréquemment sous le régime de la concession de service public. Ainsi, en France, Enedis n’est pas propriétaire de l’ensemble des actifs des réseaux de distribution : il les exploite dans le cadre de contrats de concession passés avec les collectivités locales (voir section 1.4.4.2.2 « Activités de distribution »), qui lui accordent le droit exclusif d’exercice des missions de développement et d’exploitation du réseau public de distribution d’électricité. Ces contrats de concession de distribution publique d’électricité sont des contrats tripartites liant l’autorité concédante, le gestionnaire du réseau de distribution et le fournisseur aux tarifs réglementés. Il résulte de la loi que seuls Enedis et les Entreprises Locales de Distribution (ELD) dans leur zone de desserte (ainsi qu’EDF pour les zones non interconnectées au réseau métropolitain continental) peuvent être désignés comme gestionnaires des réseaux publics de distribution d’électricité et que seuls EDF et les ELD dans leur zone de desserte peuvent être désignés pour exercer la mission de fourniture aux tarifs réglementés. Ainsi, aujourd’hui, lors du renouvellement d’un contrat de concession, Enedis et EDF ne peuvent pas être mis en concurrence avec d’autres acteurs. Le Groupe ne peut toutefois pas garantir que de telles dispositions ne seront pas modifiées dans le futur par voie législative (voir section 1.5.5 « Les concessions de distribution publique d’électricité »). Par ailleurs, le renouvellement

de ce type de contrat pourrait ne pas être obtenu aux mêmes conditions économiques pour le Groupe. Le déploiement par le gestionnaire du réseau de distribution Enedis des compteurs « communicants » (Linky) a commencé en décembre 2015, pour se poursuivre jusqu’en 2021 (voir section 1.4.4.2.4 « Enjeux futurs »). Des difficultés techniques, administratives ou des problèmes d’acceptabilité concernant la fourniture des appareils ou leur pose sont toutefois susceptibles de remettre en cause ces échéanciers et les coûts associés. En France, RTE est à la fois propriétaire et gestionnaire du réseau public de transport en application d’un cahier des charges type de concession, signé par le ministre de l’Industrie (décret n° 2006-1731 du 23 décembre 2006 – voir sections 1.4.4.1 « Transport – Réseau de Transport d’Électricité (RTE) » et 1.5.3.2 « Législation française : Code de l’énergie »). Les ouvrages de production hydraulique en France sont exploités dans le cadre de concessions accordées par l’État pour les ouvrages dont la puissance est supérieure ou égale à 4,5 MW et dans le cadre d’autorisations préfectorales pour les ouvrages de moins de 4,5 MW (voir section 1.5.6.2.4 « Réglementation applicable aux installations hydrauliques »). Les enjeux associés au renouvellement des concessions hydrauliques en France sont précisés à la section 1.4.1.5.1.4 « Les enjeux de la production hydraulique ». Le groupe EDF ne peut pas garantir qu’il obtiendra le renouvellement en sa faveur de chacune des concessions qu’il exploite actuellement, ni que le renouvellement d’une concession se fera dans les conditions économiques de la concession initiale. Le Groupe ne peut non plus garantir que l’indemnisation qui serait versée par l’État en cas de cessation anticipée de l’exploitation d’une concession permettra une compensation intégrale du manque à gagner supporté par le Groupe, ni que la réglementation future concernant le plafonnement des redevances n’évoluera pas dans un sens qui pourrait être préjudiciable au Groupe. Ces éléments pourraient avoir un impact négatif sur ses activités et sa situation financière. Le Groupe exerce également ses activités dans le cadre de concessions de distribution ou de production d’électricité dans d’autres pays où il est présent, notamment en Italie, dans le domaine de la production hydraulique. En fonction du contexte propre à chaque pays, les concessions de transport, de distribution ou de production pourraient ne pas être maintenues ou renouvelées en sa faveur avec une évolution des conditions économiques du cahier des charges de la concession, ce qui aurait un impact négatif sur ses activités et sa situation financière. Le cadre juridique qui organise en Europe la libéralisation du secteur de l’énergie demeure récent. Ce cadre pourrait encore évoluer dans le futur et devenir plus contraignant. Les activités du Groupe, en France et à l’étranger, sont soumises à de nombreuses réglementations (voir section 1.5 « Environnement législatif et réglementaire »). Par ailleurs, et même au sein de l’Union européenne, où les directives ne font que fixer le cadre général, le régime juridique peut varier d’un pays à l’autre. Ce cadre juridique, qui organise la libéralisation du secteur de l’énergie, est relativement récent. Il est donc susceptible d’évolutions futures (« Paquet Énergie ») qui pourraient être défavorables au Groupe et notamment entraîner des coûts supplémentaires, ne pas être en adéquation avec le modèle de développement du Groupe, modifier le contexte concurrentiel dans lequel le Groupe opère, ou affecter la rentabilité des unités de production actuelles ou futures. La prochaine Programmation Pluriannuelle de l’énergie en France ou d’autres politiques énergétiques dans les pays où exerce le Groupe sont susceptibles de conduire à de profondes transformations ou de freiner le Groupe dans son développement par rapport à ses concurrents. La loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte se traduit par des indications ou contraintes supplémentaires sur l’outil de production (objectif de part du nucléaire dans la production d’électricité française de 50 % à l’horizon 2025, plafonnement de la capacité totale autorisée de production nucléaire à 63,2 GW) ainsi que sur la gouvernance de l’entreprise (obligation pour tout exploitant produisant plus du tiers de la production nationale d’électricité d’établir un plan stratégique présentant les actions qu’il s’engage à mettre en œuvre pour respecter les objectifs fixés dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et instauration auprès de ces exploitants d’un Commissaire du Gouvernement pouvant s’opposer aux décisions d’investissement dont la réalisation serait incompatible avec les objectifs du plan stratégique ou de la PPE). Lors du Conseil des ministres du 7 novembre 2017 (1) , le Gouvernement français a pris acte des études menées par RTE qui montrent que l’échéance de

http://www.gouvernement.fr/conseil-des-ministres/2017-11-07/trajectoire-d-evolution-de-l-energie-electrique. (1)

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