EDF_DOCUMENT_REFERENCE_2017

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

gérée en toute indépendance au sens des dispositions du Code de l’énergie, EDF est susceptible d’être affecté par une limitation ou une perte de contrôle de certaines décisions stratégiques et opérationnelles pouvant avoir un impact sur les perspectives et la rentabilité de son activité de distribution en France (voir section 1.5 « Environnement législatif et réglementaire »). Parallèlement, dans le respect des dispositions du Code de l’énergie, EDF continuera, en sa qualité d’actionnaire, à supporter certains risques liés à l’activité d’Enedis, aux responsabilités éventuelles vis-à-vis des tiers et aux éléments pouvant affecter la rentabilité des actifs. Il pourrait en être de même dans des pays ou régions où le Groupe est propriétaire ou gère des réseaux de transport ou de distribution et où il est soumis au même type de contraintes réglementaires. Le développement d’un marché européen intégré de l’électricité pourrait être freiné par un retard dans les nécessaires adaptations du système électrique européen. Le développement d’un marché européen intégré de l’électricité repose en particulier sur l’adaptation du système électrique européen, notamment en matière d’infrastructures de transport et d’interconnexions. Cette adaptation doit prendre en compte de nouvelles donnes en matière de politiques énergétiques locales, nationales et européennes, de demandes en énergie, et d’offres en matière de production, avec notamment une place croissante des énergies intermittentes. Elle peut requérir une mobilisation d’importantes ressources financières et du temps pour mener à bien ces adaptations. La longueur de cette période transitoire dans la nécessaire adaptation du système électrique européen, qui pourrait s’étendre de cinq à dix ans au regard notamment des programmes d’investissement dans les réseaux de transport et les interconnexions en Europe dans les dix ans à venir, pourrait induire une difficulté complémentaire pour le Groupe pour développer de nouvelles synergies entre les différentes entités du Groupe ou pour proposer de nouvelles offres compétitives. EDF est chargé de certaines missions d’intérêt général, notamment de service public, rémunérées par des mécanismes qui pourraient ne pas assurer une compensation complète des surcoûts encourus au titre de ces obligations, ou qui pourraient être remis en cause. Le Contrat de service public conclu entre l’État et EDF le 24 octobre 2005 précise les objectifs et les modalités de mise en œuvre des missions de service public assignées à EDF par la loi (articles L. 121-1 et suivants du Code de l’énergie notamment) et prévoit également les mécanismes de compensation en faveur d’EDF pour ce qui est de la prise en charge de ces missions (voir section 1.5.2 « Service public en France »). Le développement des énergies renouvelables raccordées en direct sur le réseau de distribution risque de saturer, dans certaines régions, les capacités d’accueil des postes sources et des réseaux. Cette situation est susceptible de générer localement des risques de déséquilibre et des risques de contentieux si Enedis est conduit à découpler certains producteurs ou à les raccorder avec un retard significatif. De nouveaux investissements pourraient être rendus nécessaires dans ces régions, avec des risques de non-prise en compte des coûts associés. EDF ne peut assurer que les mécanismes de compensation prévus par les dispositions légales et réglementaires qui lui sont applicables dans le cadre de la prise en charge de ces missions de service public permettront une compensation intégrale des surcoûts encourus en raison de la prise en charge de ces missions. EDF ne peut garantir que ces mécanismes de compensation ne seront jamais remis en cause ou que les mécanismes existants permettront de couvrir intégralement les éventuels surcoûts liés à la prise en charge par EDF d’obligations nouvelles dans le cadre de ces missions de service public, en particulier à l’occasion de la négociation d’un nouveau Contrat de service public. Si l’un de ces événements devait se produire, il pourrait avoir un impact négatif sur l’activité d’EDF, ses résultats et la situation financière du Groupe. Le montant prévisionnel des charges de service public de l’énergie à compenser en France en 2018 pour EDF s’élève à 7 389,6 millions d’euros, en augmentation par rapport aux années précédentes (délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 13 juillet 2017 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2018).

2025 soulève d’importantes difficultés de mise en œuvre au regard des engagements de la France en matière climatique alors que la France dispose aujourd’hui d’une électricité parmi les plus faiblement carbonées d’Europe. Dans le même temps, les autorités compétentes ou certains États pourraient, en vue de préserver ou de favoriser la concurrence sur certains marchés de l’énergie, prendre des décisions contraires aux intérêts économiques ou financiers du Groupe ou impactant son modèle d’opérateur intégré (voir en particulier les sections 1.5.3.1 « Législation européenne » et 2.4.1 « Procédures concernant EDF »). Bien qu’EDF se conforme et continuera à se conformer aux lois et aux règles applicables en termes de concurrence et de non-discrimination, des concurrents ont engagé ou pourraient engager des contentieux au titre du non-respect de ces règles, qui pourraient être tranchés dans un sens défavorable aux intérêts du Groupe. Des évolutions de la réglementation en matière de certificats d’économies d’énergie (CEE) pourraient entraîner un alourdissement des obligations d’EDF et des coûts y afférents. En France, le dispositif des certificats d’économies d’énergie (CEE), prévu aux articles L. 221-1 et suivants du Code de l’énergie, fait peser une obligation d’économies d’énergie sur les fournisseurs d’énergie. Il fixe un objectif triennal d’économies d’énergie entre les obligés en fonction de leurs volumes de vente et des sanctions financières en cas de non-respect des objectifs. La loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a modifié le dispositif des CEE pour la troisième période du dispositif en ajoutant à l’obligation initialement prévue un dispositif complémentaire relatif aux économies d’énergie réalisées au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique. Le décret n° 2017-690 du 2 mai 2017 fixe sur la période 2018-2020 le niveau global des obligations, avec un doublement des objectifs par rapport à la troisième période (voir section 1.5.6.1 « Réglementations générales en matière d’environnement, de santé, d’hygiène et de sécurité »). Les tarifs réglementés de vente d’électricité progressent en moyenne de 0,8 % au premier février 2018, pour les clients particuliers et petits professionnels. Cette augmentation décidée par le Gouvernement français est conforme à la proposition de la Commission de régulation de l’énergie en date du 11 janvier 2018 pour notamment prendre en compte la hausse de l’obligation pesant sur les fournisseurs en matière de certificats d’économies d’énergie. Un accroissement de la concurrence entre fournisseurs d’énergie, la crise économique, ou la diminution des principaux gisements peuvent induire une difficulté supplémentaire dans l’atteinte de cet objectif triennal. Le Groupe ne peut pas garantir que les coûts commerciaux induits par le respect de l’objectif triennal soient pleinement répercutés dans les tarifs d’énergie, ce qui serait de nature à dégrader la situation financière du Groupe. Les lois et les règlements qui exigent que les activités de transport et de distribution soient gérées de manière indépendante limitent le contrôle sur ces activités. Conformément aux lois et règlements en vigueur, EDF a mis en place une gestion indépendante de son réseau de transport par rapport aux activités de production et de commercialisation et a procédé à la filialisation de son activité de transport. Filialisé depuis le 1 er septembre 2005, RTE est le propriétaire et gestionnaire du réseau français de transport d’électricité, qu’il exploite, entretient et développe. Le 31 mars 2017, EDF a finalisé la cession de 49,9 % du capital de la société détenant la totalité des titres de RTE depuis décembre 2016. Au terme de la transaction, EDF, la Caisse des Dépôts et CNP Assurances sont coactionnaires de la Coentreprise de Transport d’Électricité détenant la totalité du capital de RTE. RTE étant une filiale régulée, gérée en toute indépendance au sens des dispositions du Code de l’énergie, EDF est susceptible d’être affecté par une limitation ou une perte de contrôle de certaines décisions stratégiques et opérationnelles pouvant avoir un impact sur les perspectives et la rentabilité de son activité de transport en France (voir section 1.5 « Environnement législatif et réglementaire »). Parallèlement, dans le respect des dispositions du Code de l’énergie, EDF continuera, en sa qualité d’actionnaire, à supporter certains risques liés à l’activité de RTE, aux responsabilités éventuelles vis-à-vis des tiers et aux éléments pouvant affecter la rentabilité des actifs. Conformément aux lois et règlements en vigueur, EDF a mis en place une gestion indépendante de son réseau de distribution par rapport aux activités de production et de commercialisation et a procédé à la filialisation de son activité de distribution. L’activité de distribution est assurée par Enedis qui a pour objet principal l’exploitation et le développement du réseau public de distribution d’électricité. Enedis est opérationnelle depuis le 1 er janvier 2008. Enedis étant une filiale régulée,

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