EDF / Document d'enregistrement universel 2019

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

2C – Risque marchés énergies. Le Groupe est exposé, pour vendre sa production, directement ou indirectement, aux prix des marchés de gros européens de l’énergie et des marchés de capacités, dont les niveaux impactent sa situation financière. Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Intermédiaire. Le Groupe opère, principalement en Europe, sur les marchés de l’énergie à travers ses activités de production et de commercialisation. À ce titre, le Groupe est exposé aux variations de prix des marchés de gros : électricité – prix de l’énergie et prix des garanties de capacité pour les pays concernés -, gaz, charbon, produits pétroliers, quotas d’émissions de CO 2 (voir section 5.1.2 « Éléments de conjoncture » pour des informations sur les évolutions récentes de ces prix). Il existe une corrélation entre ces marchés : une baisse des prix du gaz, du charbon, des produits pétroliers ou du CO 2 entraine une baisse des prix de l’électricité. Compte-tenu de la prédominance de la production nucléaire dans le parc EDF, qui ne nécessite ni gaz ni charbon et n’émet pas de CO 2 , la baisse du prix de ces commodités a donc un impact positif très limité pour le Groupe par rapport à l’impact négatif de la baisse des prix de l’électricité qui en découle. Différents facteurs, sur lesquels le Groupe n’a pas de contrôle, agissent sur ces niveaux de prix : les cotations des commodités sur les marchés mondiaux, l’équilibre entre l’offre et la demande, mais aussi les politiques tarifaires, fiscales ou les subventions allouées à certains moyens de production. Ces marchés peuvent ainsi connaître des fluctuations de prix importantes et non prévisibles, à la hausse comme à la baisse, ainsi que des crises de liquidité. Cette exposition impacte ainsi le chiffre d’affaires et l’ensemble des indicateurs financiers du Groupe. En particulier, des prix durablement bas de l’électricité peuvent affecter la rentabilité des unités de production du Groupe et plus largement la valeur des actifs, ainsi que les conditions de leur entretien, leur durée de vie et les éventuels projets de renouvellement. En France, le degré d’exposition aux prix de marché de l’électricité dépend du niveau de ventes dans le cadre du dispositif ARENH actuellement applicable jusqu’à fin 2025, lui-même dépendant du niveau des prix de marché et de possibles évolutions régulatoires : l’exposition est ainsi maximum lorsqu’aucun volume ARENH optionnel n’est ■ souscrit et est alors estimée à environ 75 % de la production d’EDF, dans le cadre des modalités du mécanisme ARENH en vigueur début 2020 : EDF est ainsi fortement exposé aux baisses de prix de marché de gros de l’électricité lorsque leur niveau total (énergie + capacité) se situe en dessous du prix ARENH (actuellement 42 €/MWh) pour l’année de livraison considérée ; à l’inverse, l’impact positif des hausses de prix de marché de gros de l’électricité ■ est limité lorsque leur niveau total (énergie + capacité) se situe au-dessus du prix ARENH (actuellement 42 €/MWh) et que la souscription ARENH est maximale ; par ailleurs, la loi énergie-climat, votée en 2019, prévoit que le gouvernement ■ puisse, par arrêté, relever jusqu'à 150 TWh le « plafond ARENH » aujourd’hui fixé à 100 TWh (voir risque 1A Évolutions des politiques publiques France et Europe). Si cette évolution était mise en œuvre, avec ou sans augmentation du prix de l’ARENH, elle diminuerait encore la possibilité pour EDF de bénéficier des prix marché de gros de l’électricité lorsque leur niveau total (énergie + capacité) se situe au-dessus du prix ARENH. Les risques liés aux évolutions possibles du dispositif ARENH sont décrits au risque 1B (Évolution du cadre réglementaire) Le Groupe gère son exposition aux marchés de l’énergie à travers une politique spécifique de risques marchés énergies, qui vise essentiellement à réduire progressivement les incertitudes sur le niveau de ses résultats financiers des années proches (voir section 5.1.6.2 « Gestion et contrôle des risques marchés énergies » pour des informations plus détaillées sur les principes et organisations associés). Cette politique permet ainsi de lisser l’impact des variations de prix mais ne peut permettre de l’annuler : le Groupe reste ainsi soumis aux tendances structurelles de mouvement à la hausse ou à la baisse de ces marchés (voir note 43 « Gestion des risques marchés et de contrepartie » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2019). Par ailleurs, une instruction REMIT Groupe définit les attendus permettant de s’assurer du respect par les entités du Groupe du règlement européen relatif à la transparence et l’intégrité des marchés de gros de l’énergie (voir section 1.5.2.3 « Réglementation relative aux marchés de gros de l’énergie »).

2D – Risque de taux de change. Du fait de la diversification de ses activités et de son implantation géographique, le Groupe est exposé aux risques de fluctuation des parités de change, qui peuvent avoir un impact sur les écarts de conversion, les postes de bilan, les charges financières du Groupe, les capitaux propres et la situation financière. Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Modérée. Le Groupe étant impliqué dans des contrats longs, une variation défavorable des devises pourrait avoir des conséquences sur la rentabilité des projets. En l’absence de couverture, les fluctuations de change entre l’euro et les devises des différents marchés internationaux sur lesquels le Groupe opère peuvent donc significativement modifier les résultats du Groupe et rendre difficiles les comparaisons de performance d’une année à l’autre. Si l’euro s’apprécie (ou se déprécie) par rapport à une autre devise, la valeur en euros des éléments d’actif et de passif, des produits et des charges initialement comptabilisés dans cette autre devise diminuera (ou augmentera). En outre, dans la mesure où le Groupe est susceptible d’encourir des charges dans une devise différente de celle dans laquelle les ventes correspondantes sont réalisées, des fluctuations des taux de change pourraient entraîner une augmentation des charges, exprimées en pourcentage du chiffre d’affaires, ce qui pourrait affecter la rentabilité et le revenu du Groupe (voir section 5.1.6.1.3 « Gestion du risque de change »). Une variation défavorable de 10 % des cours de change des devises dans lesquelles le Groupe est endetté (USD, GBP, autres devises) aurait un impact de l’ordre de 2 % sur la dette après instruments de couverture du Groupe. 2E- Risque de contrepartie. Le Groupe est confronté, comme l’ensemble des acteurs économiques, à la défaillance possible de certaines contreparties (partenaires, sous-traitants, prestataires, fournisseurs ou clients). Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Modérée. La défaillance de ces contreparties est susceptible d’avoir des répercussions financières pour le Groupe (pertes de créances, surcoûts notamment dans l’hypothèse où EDF devrait trouver des alternatives satisfaisantes, voire reprendre les activités concernées ou payer des pénalités contractuelles). Le risque peut être couvert par le recours à des appels de marges. 2F – Risque d’accès à la liquidité. Le Groupe doit disposer à tout moment des ressources financières suffisantes pour financer l’activité courante, les investissements nécessaires à son développement et les dotations au portefeuille d’actifs dédiés pour la couverture des engagements nucléaires de long terme, et également pour faire face à tout événement exceptionnel. Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Modérée. La capacité du Groupe à lever un nouvel endettement, à refinancer son endettement existant ou plus généralement à lever des fonds sur les marchés financiers, et les conditions pouvant être obtenues pour ce faire, dépendent de nombreux facteurs, dont la notation des entités du Groupe par des agences de notation. La dette du Groupe est périodiquement notée par des agences de notation indépendantes (voir section 5.1.6.1. « Gestion et contrôle des risques financiers »). Toute dégradation de la notation de la dette d’EDF pourrait augmenter le coût de refinancement des crédits existants et avoir un impact négatif sur la capacité du Groupe à se financer. Pour faire face aux besoins de liquidité, le Groupe dispose d’une réserve de cash importante. Le recours à des émissions hybrides est envisageable, et pourrait induire une modification des états financiers du Groupe, notamment en cas d’évolution des normes comptables.

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