EDF / Document d'enregistrement universel 2019

2. Facteurs de risques et cadre de maîtrise Risques auxquels le Groupe est exposé

1C : Évolution du cadre réglementaire des concessions hydrauliques. Le Groupe exerce parfois ses activités de production hydraulique dans le cadre de concessions de service public et n’est pas toujours propriétaire des actifs qu’il exploite. L’évolution du cadre réglementaire, notamment pour le renouvellement des concessions, la variation des cahiers des charges des concessions et des conditions de mises en œuvre pourraient avoir un impact sur les résultats du Groupe. Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Forte. France, les ouvrages de production hydraulique 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 1.5.3.3 « Réglementation applicable aux installations hydrauliques et aux autres installations d’énergies renouvelables »). 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 pas non plus garantir que l’indemnisation qui devrait lui être versée notamment 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 production d’électricité hydraulique dans d’autres pays où il est présent, notamment en Italie. En fonction du contexte propre à chaque pays, ces concessions 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. 1D : Évolution du cadre réglementaire des concessions de distribution d’électricité. Le Groupe exerce ses activités de distribution dans le cadre de concessions de service public et n’est pas propriétaire de la plupart des actifs qu’il exploite. L’évolution du cadre réglementaire, la variation des cahiers des charges des concessions et des conditions de mises en œuvre pourraient avoir un impact sur les résultats du Groupe. Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Intermédiaire. En France, Enedis n’est pas propriétaire de l’ensemble des actifs qui constituent le réseau de distribution : ce dernier est en effet, au titre de la loi (et mis à part les postes sources), la propriété des collectivités locales. C’est pour cela qu’Enedis est par ailleurs amenée à conclure avec ces collectivités des contrats de concession de distribution publique d’électricité (voir section 1.4.4.2.2 « Activités de distribution »), qui lui accordent, dans les limites de stipulations contractuelles, 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, conclus généralement pour une durée comprise entre 25 et 30 ans, 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 seules 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 désignées 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. C’est sur ces bases légales que s’opère actuellement le processus de renouvellement des contrats de concession avec l’ensemble des autorités organisatrices de la distribution électrique, et ce à partir d’un nouveau modèle de contrat établi en décembre 2017 par la FNCCR (Fédération Nationale des Collectivités Concédantes et Régies), France Urbaine, EDF et Enedis. Le Groupe ne peut toutefois pas garantir que de telles dispositions ne seront pas modifiées dans le futur par voie législative (voir section 1.5.1.3 « Les concessions de distribution publique et de fourniture d’électricité en France »). Par ailleurs, le renouvellement de ce type de contrat pourrait ne pas être obtenu aux mêmes conditions économiques pour le Groupe.

Dans le cadre de la loi Énergie et Climat, plusieurs dispositions ont été prises, concernant les tarifs réglementés de vente ou l’ARENH : les dispositions concernant l’ARENH : elles sont décrites au § 1A ci-dessus ■ (« Évolutions des politiques publiques France et Europe ») ; la réduction du périmètre des sites pouvant bénéficier des Tarifs Réglementés de ■ Vente d’Électricité (TRVE) : à partir du 1 er janvier 2021, seuls les consommateurs finals domestiques, y compris les propriétaires uniques et les syndicats de copropriétaires d’un immeuble unique à usage d’habitation ; et les consommateurs finals non domestiques qui emploient moins de dix personnes et dont le chiffre d’affaires, les recettes ou le total de bilan annuels n’excèdent pas 2 millions d’euros peuvent bénéficier des TRVE pour leurs sites avec une puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA. Par ailleurs, la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) prévoit que « le gouvernement proposera les modalités d’une nouvelle régulation du nucléaire existant qui permette de garantir la protection des consommateurs contre les hausses de prix de marché au-delà de 2025 en les faisant bénéficier de l’avantage compétitif lié à l’investissement consenti dans le parc nucléaire historique, tout en donnant la capacité financière à EDF d’assurer la pérennité économique de l’outil de production pour répondre aux besoins de la PPE dans des scénarios de prix bas. ». Afin d’atteindre cet objectif, le gouvernement envisage de mettre en place une régulation économique imposant à EDF d’assurer au bénéfice de l’ensemble des consommateurs français, de manière transparente et non discriminatoire, un service d’intérêt économique général (SIEG) portant sur la protection du consommateur et du climat. Dans cette perspective, le gouvernement a lancé auprès des acteurs de marchés et des parties prenantes en janvier 2020 un appel à contributions sur les constats fondamentaux qui ont conduit à ce projet de régulation économique, ainsi que sur ses principes de construction et de fonctionnement envisagés. Toute modification du dispositif ARENH (plafond de volumes, prix) ou son remplacement par un nouveau mécanisme relève du gouvernement ou du législateur et nécessite de sa part des échanges préalables approfondis avec la Commission européenne, d’où une grande incertitude sur les évolutions qui seront in fine mises en œuvre et les échéances associées. risque d’augmentation du volume d’ARENH sans évolution suffisante du prix, ■ de plus le caractère optionnel du dispositif donne aux fournisseurs des ■ opportunités d’arbitrage entre le dispositif d'ARENH et les marchés au détriment d’EDF, et expose EDF à des incertitudes majeures qui impactent négativement l’efficacité de sa gestion des risques marchés énergies (voir section 2.2.2C « Risques marchés énergies ») sans contrepartie puisque l’option est gratuite ; sur le mécanisme envisagé pour remplacer l’ARENH : risque que le niveau de prix ■ soit insuffisant pour assurer une juste rémunération des actifs de productions nucléaires d’EDF en France ; risque de contentieux sur les TRVE par les parties prenantes. ■ Plus généralement, en France comme dans les autres pays, le Groupe ne peut pas garantir que l’ARENH, les tarifs réglementés de vente, les TURPE ou les réglementations tarifaires locales seront fixés à des niveaux qui lui permettent 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 service, de transport et de distribution. Il existe aussi un risque, potentiellement induit par une régulation inadaptée, que les prix de CO 2 soient trop bas et ne permettent pas un développement suffisant des solutions énergétiques bas carbone, au détriment d’une transition efficace en faveur de la lutte contre le changement climatique. Ceci peut constituer un risque de perte d’opportunité pour la valorisation des solutions énergétiques bas carbone du Groupe et remettre en cause la capacité du Groupe à atteindre l’objectif de responsabilité d’entreprise n° 1, « s’engager en faveur du climat » (voir section 3.2.1.1.1 « L’ambition du groupe EDF »). Dans ce contexte, les risques sont les suivants : concernant le dispositif ARENH existant : ■

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