EDF / Document de référence 2018

2.

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

En France, depuis le 1 er juillet 2007, le marché de l’électricité est totalement ouvert à la concurrence. Tous les clients d’EDF ont la faculté de choisir leur fournisseur d’électricité et peuvent en conséquence choisir n’importe lequel de ses concurrents (voir section 1.4.2.1 « Présentation du marché en France »). Dans un contexte d’accroissement de l’intensité concurrentielle (nouvelles attentes des clients, nouvelles réglementations, émergence de nouveaux acteurs, fusions entre opérateurs existants, évolution des prix de marché, etc.), cette évolution a eu et pourra encore avoir, à consommation et prix constants, un impact négatif sur le chiffre d’affaires et le résultat du Groupe en France. EDF doit en conséquence adapter ses dépenses de commercialisation ; une adaptation insuffisante pourrait avoir un impact négatif sur sa profitabilité. Ailleurs en Europe, en fonction des situations concurrentielles, le Groupe est confronté à des contextes différents (ouverture plus ou moins totale des marchés, position des concurrents, régulation, etc.). Le type de concurrence auquel le Groupe doit faire face dans ces différents pays, l’évolution dans le temps de cette concurrence et son effet sur les activités et les résultats du Groupe sont variables d’un pays à l’autre. Ils dépendent notamment du degré de profondeur du marché et de sa régulation dans le pays concerné et d’autres facteurs sur lesquels le Groupe n’a pas de contrôle. Dans ce contexte, et notamment suite au développement de nouveaux usages de l’électricité bas carbone et des services énergétiques et d’efficacité énergétique, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de défendre ses parts de marché ou de gagner les parts de marché escomptées ou encore risque de voir diminuer sa marge, ce qui aurait un impact négatif sur ses activités, sa stratégie ou sa situation financière. Description 2B : 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 en cours de déploiement, dont les niveaux pourraient impacter sa situation financière. 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 de l’énergie (électricité, gaz, charbon, produits pétroliers). Ces fluctuations sont particulièrement importantes dans le contexte actuel des prix des marchés de gros de l’énergie en Europe (voir section 5.1.2 « Éléments de conjoncture »). En France, depuis la fin des tarifs réglementés pour les entreprises, le Groupe est exposé aux prix de marché. Le degré d’exposition dépend du niveau de souscription au dispositif ARENH, lui-même dépendant du niveau de prix de marché : l’exposition au marché en France est ainsi maximum lorsqu’aucun volume ARENH n’est souscrit et est alors estimée à environ 80 % de la production EDF en France. Des niveaux de prix bas de l’électricité font peser de fortes incertitudes sur le chiffre d’affaires, la marge escomptée et le résultat et peuvent également affecter, s’ils se prolongent, la rentabilité des unités de production du Groupe et plus largement la valeur des actifs, principalement en Europe, et les conditions de leur entretien voire de leur renouvellement. Différents facteurs agissent sur ces niveaux de prix des marchés de gros de l’énergie : les prix 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. Le Groupe ne peut donc pas garantir qu’il pourra éviter des impacts défavorables sur le développement de ses activités, la valorisation de ses actifs et sa situation financière. Le Groupe gère son exposition aux risques principalement à travers des achats et des ventes sur les marchés de gros. Il s’agit, exception faite des marchés des produits pétroliers, de marchés récents qui sont encore en cours de développement. Ainsi, le manque de liquidité peut limiter la capacité du Groupe à couvrir son exposition aux risques dans le marché de l’énergie. Par ailleurs, ces marchés restent, pour certains, en partie cloisonnés par pays, en raison notamment de l’insuffisance des interconnexions. En outre, ces marchés peuvent connaître des fluctuations importantes et difficilement prévisibles de prix à la hausse comme à la baisse, ainsi que des crises de liquidité. La gestion des risques marchés énergies s’inscrit dans le cadre de la politique risques marchés énergies déployée par le Groupe (voir section 2.2.2.2.1 « Contrôle des risques marchés énergies »). Le Groupe assure la couverture de ses positions sur ces marchés par l’intermédiaire de produits dérivés tels que futures, forwards, swaps et options négociés sur les marchés organisés ou de gré à gré. Le Groupe ne peut cependant pas garantir une protection totale notamment contre les risques de liquidité et les fluctuations importantes des cours, qui pourraient avoir un impact négatif significatif sur sa situation financière et sur la valorisation de ses actifs (voir

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 » et la section 1.5.3.2 « Législation française : Code de l’énergie – la Compensation des Charges de Service Public de l’Énergie (CSPE) »). Le montant prévisionnel des charges de service public de l’énergie à compenser en France en 2019 pour EDF s’élève à 7 206,1 millions d’euros, (délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 12 juillet 2018 relative à l’évaluation des charges de service public de l’énergie pour 2019). 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. Plus largement, EDF ne peut pas 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 pas 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. De telles situations pourraient également être de nature à remettre en cause la capacité du Groupe à atteindre son objectif de responsabilité d’entreprise n° 3 dans l’engagement en faveur des populations fragiles (voir section 3.2.3.1 « L’engagement d’EDF : proposer à 100 % des populations fragiles de l’information et des solutions d’accompagnement en matière de consommation d’énergie et d’accès aux droits (ORE n° 3) »). Description 1E : 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 a fixé 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 »). 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. De telles situations seraient par ailleurs de nature à remettre en cause l’objectif de responsabilité d’entreprise n° 1 dans son engagement en faveur du climat et l’objectif de responsabilité d’entreprise n° 4 dans l’engagement que chaque client consomme mieux (ORE 1 et ORE 4 voir section 3.2.1.1 « L’ambition du groupe EDF (ORE n° 1) » et section 3.2.4.1 « Innover pour que chaque client puisse consommer mieux (ORE n° 4) »).

2.1.2

RISQUES LIÉS AU CONTEXTE

CONCURRENTIEL ET GÉNÉRAL Description 2A : Le Groupe doit faire face à une concurrence accrue sur les marchés européens de l’énergie, notamment sur le marché français de l’électricité, qui est son principal marché.

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