EDF / Document d'enregistrement universel 2020

2 FACTEURS DE RISQUES ET CADRE DE MAÎTRISE Risques auxquels le Groupe est exposé Par ailleurs, par la gouvernance ou la délimitation de son périmètre d’activité qui pourraient lui être imposées, le groupe EDF pourrait être affecté par une limitation ou une perte de contrôle de certaines décisions stratégiques et opérationnelles pouvant avoir un impact défavorable sur les perspectives et la rentabilité de ses différentes activités. Parallèlement, EDF pourrait continuer, en sa qualité d’actionnaire, à supporter certains risques, mettant en cause sa responsabilité éventuelle vis-à-vis des tiers ou pouvant affecter la rentabilité de ses actifs. Enfin, 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. Enfin, dans le domaine des énergies renouvelables, EDF s’appuie principalement sur sa filiale EDF Renouvelables (voir section 1.4.1.3.3 « L’activité d’EDF Renouvelables »), implantée dans de nombreux pays. La rentabilité de ces développements est souvent dépendante des politiques de soutien et d’appels d’offres mis en œuvre dans les différents pays. Le Groupe ne peut garantir que ces politiques n’évolueront pas dans certains de ces pays au détriment de la rentabilité des investissements. 1B : Évolution du cadre réglementaire (ARENH, TRV, réglementations environnementales, CEE, régulation du CO 2 ). Une partie importante des revenus du Groupe provient d’activités régulées. Ainsi, toute évolution des tarifs réglementés de vente, de l’ARENH ou des Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE), ou toute évolution de la régulation (certificats d’économie d’énergie, réglementation environnementale, régulation du CO 2 ), serait susceptible d’affecter la rentabilité du Groupe et sa capacité à répondre aux enjeux de la transition énergétique en développant des solutions énergétiques bas carbone pour la protection du climat. Par ailleurs, compte tenu de l'impact de l'ARENH sur la situation financière d'EDF, l'échec de sa réforme représente un risque majeur pour le Groupe. Réforme de l'ARENH - risque majeur en cas d'absence de réforme La loi NOME a mis en place un Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique (ARENH), au bénéfice des fournisseurs d’électricité concurrents d’EDF. 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 ». 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 conduisent à la nécessité d’une nouvelle régulation économique, ainsi que sur ses principes d’élaboration 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 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. Dans ce contexte, les risques, majeurs pour le Groupe, sont les suivants : concernant le dispositif ARENH existant, dans le cadre des modalités en vigueur : 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 sans contrepartie puisque l’option est gratuite : 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 Criticité compte tenu des actions de maîtrise engagées : Forte.

de l’électricité est limité lorsque leur niveau total (énergie + capacité) se situe au-dessus du prix ARENH, risque d’augmentation du volume d’ARENH sans évolution suffisante du prix ❯ (voir « risque 1A Évolutions des politiques publiques France et Europe »). Si cette évolution était mise en œuvre, 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. Le gouvernement a toutefois annoncé qu’il n’augmenterait pas le plafond de l’ARENH pour l’année 2021, par ailleurs, la mise en œuvre du dispositif a fait l’objet de contentieux ❯ en 2020, décrits en note 1.4.1 de l’annexe aux comptes consolidés. Ces contentieux relatifs à l’application de la force majeure dans le cadre de la crise sanitaire liée à la Covid-19 sont une illustration de l’arbitrage effectué par certains fournisseurs alternatifs lorsque les prix de marché deviennent inférieurs au prix de l’ARENH, en suspendant l’exécution du contrat ARENH les liant à EDF pour bénéficier d’un approvisionnement moins onéreux sur les marchés ; concernant la future régulation : une négociation globale sur le cadre de la future régulation du nucléaire existant est en cours entre l’État français et la Commission européenne. Les risques principaux portent sur le niveau de prix, la capacité de l’État français à négocier avec la Commission européenne des conditions de rémunération suffisantes et des contreparties proportionnées. Le risque que ces négociations n’aboutissent pas représente un risque majeur pour le Groupe notamment dans sa capacité à financer le developpement de sa stratégie. Tarifs réglementés En France, une partie importante des revenus du groupe EDF dépend de tarifs réglementés fixés par les pouvoirs publics ou les autorités de régulation (Tarifs Réglementés de Vente d’Électricité TRVE, Tarifs d’Utilisation des Réseaux Publics de transport et de distribution d’Électricité TURPE). 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 paragraphe ci-dessus ainsi qu'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 peuvent bénéficier des TRVE pour leurs sites avec une puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA : 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 bilans annuels n’excèdent pas 2 millions d’euros. Dans ce contexte les risques sont les suivants : concernant les TRV : risque de contentieux sur les TRVE par les parties prenantes ; concernant le TURPE 6 : la Commission de régulation de l’énergie a organisé le processus de concertation depuis 2019 sur le futur TURPE 6. Ce processus a donné lieu à une délibération de la CRE le 21 janvier 2021 et devrait déboucher sur une publication au Journal Officiel fin mars 2021 pour une entrée en vigueur le 1 er août 2021. Le risque porte sur le caractère suffisant du niveau de rémunération des gestionnaires de réseaux pour leur permettre d’accomplir les missions qui leur sont confiées. 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. Autres enjeux de régulation Réglementation environnementale (RE) : pour répondre à l’objectif de la Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC) visant à l’horizon 2050 un parc de bâtiments résidentiels et tertiaires responsable de zéro émission de CO 2 , la RE 2020, qui devrait entrer en vigueur début 2022 pour les maisons individuelles, logements collectifs, bâtiments de bureaux et d’enseignement et s’appliquerait un an plus tard pour les autres secteurs tertiaires, donne la priorité à la décarbonation des bâtiments. Corrigeant les écueils de la RT 2012 qui a conduit à généraliser le chauffage au gaz en logement collectif, la RE 2020 entend favoriser le recours aux

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