EDF / Document de référence 2018

PRÉSENTATION DU GROUPE EDF Environnement législatif et réglementaire

énergies carbonées contribuent ainsi au financement de la transition énergétique ; les autres charges de service public - hors charges liées aux dispositifs de soutien ■ aux énergies renouvelables - (précarité, péréquation tarifaire dans les ZNI, cogénération, budget du médiateur de l’énergie, etc.) sont inscrites directement au budget général dans le programme « Service Public de l’Énergie » ; les recettes de la taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité (TICFE), ■ renommée « Contribution au Service Public de l’Electricité » (CSPE) sont reversées directement au budget général. La CSPE est perçue directement auprès des consommateurs finals d’électricité sous la forme d’un prélèvement additionnel sur le prix de vente de l’électricité ou directement auprès des producteurs qui produisent de l’électricité pour leurs propres besoins. Elle servait historiquement à financer les ENR, les cogénérations, les surcoûts en zone insulaire et les dispositifs sociaux, ce n’est plus le cas depuis le 1 er janvier 2017. Le montant de la CSPE a été fixé à 22,50 €/MWh à compter du 1 er janvier 2016. Ce niveau a été maintenu pour 2017, 2018 et 2019. Par exception, pour les entreprises électro-intensives et hyper-électro-intensives et les entreprises de transport, des tarifs réduits compris entre 0,50 €/MWh et 12 €/MWh sont prévus. Le décret n o 2016-158 du 18 février 2016 précise les modalités de détermination des charges imputables aux missions de service public de l’énergie, la procédure de détermination du montant des charges à compenser par opérateur, ainsi que les opérations de versement des compensations aux opérateurs qui supportent des charges. La CRE constate, chaque année, le montant des charges imputables au titre de l’année précédente aux missions de service public de l’énergie incombant aux opérateurs, évalue, pour l’année suivante, le montant prévisionnel de ces mêmes charges et met à jour sa prévision de charges pour l’année en cours. Elle distingue dans ce cadre le montant des charges relevant du CAS « transition énergétique » de celles financées directement par le budget général. La CRE adresse au ministre chargé de l’énergie, chaque année avant le 15 juillet, son évaluation du montant de ces charges. Le développement massif des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables (principalement éoliennes et photovoltaïques) bénéficiaires de l’obligation d’achat a conduit depuis plusieurs années à un alourdissement significatif des charges à compenser. Or depuis 2007, le montant de la CSPE réellement appliquée aux consommateurs n’a pas permis de couvrir ces charges, conduisant ainsi à la formation d’un déficit de compensation, supporté exclusivement par EDF et pesant sur l’endettement du Groupe. Il devenait ainsi nécessaire de concevoir un nouveau mécanisme qui soit équilibré (pas de formation d’un nouveau déficit structurel) et dont le financement ne repose pas exclusivement sur le seul consommateur d’électricité (l’électricité est de très loin l’énergie la moins carbonée et pourtant une situation fiscale déséquilibrée la pénalise dans la concurrence entre énergies, en contradiction avec les objectifs de la loi de « Transition énergétique » de réduction des émissions de CO 2 ). C’est dans ce cadre que, depuis le 1 er janvier 2017, le CAS « Transition énergétique » est alimenté par une fraction des recettes de la TICPE, tandis que la CSPE alimente directement et exclusivement le budget général. EDF et les pouvoirs publics se sont accordés sur le remboursement de la créance constituée du déficit de compensation au 31 décembre 2015 pour un montant de 5 779,8 millions d’euros. Dans le cadre du nouveau mécanisme en vigueur depuis le 1 er janvier 2016, cette créance devra être soldée d’ici le 31 décembre 2020, selon un échéancier de remboursement progressif fixé par arrêté en date du 13 mai 2016, modifié le 2 décembre 2016. EDF a cédé, le 22 décembre 2016, une quote-part (26,40 %) de cette créance à un pool d’investisseurs constitué d’un établissement bancaire et d’un Fonds Commun de Titrisation (FCT) dédié. Le produit de cette cession sans recours s’élève à 1,542 milliard d’euros. La créance cédée comprend une composante hors actifs dédiés. La cession de cette composante conduit à une amélioration de l’Endettement Financier Net (EFN) à hauteur de 645 millions d’euros. Le solde correspond à la partie de la créance affectée aux Actifs Dédiés. Elle sera réinvestie au sein de ces actifs. Compensation des surcoûts de distribution Le Fonds de Péréquation de l’Electricité (FPE), dont la gestion comptable est confiée à EDF en vertu de l’article L. 121-29 du Code de l’énergie, a pour objet d’opérer une répartition des charges découlant des missions de service public assignées en matière de gestion des réseaux de distribution d’électricité entre les opérateurs

concernés, notamment celles liées aux particularités des réseaux exploités et qui ne seraient pas couvertes par la part relative à l’utilisation de ces réseaux dans les tarifs réglementés et par les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution. Sont également concernées les charges liées à la participation à l’aménagement des zones caractérisées par des handicaps géographiques, économiques ou sociaux au sens de l’article 42 de la loi n o 95-115 du 4 février 1995. La note 4 de l’annexe figurant dans la section 6.1 « Comptes consolidés 31 décembre 2018 » détaille les impacts financiers pour le Groupe de la mise en œuvre de cette réglementation. Les garanties de capacité Les articles L. 335-1 et suivants du Code de l’énergie, issus de la loi NOME, instituent l’obligation pour chaque fournisseur d’électricité de contribuer, en fonction des caractéristiques de consommation de ses clients, en puissance et en énergie, sur le territoire métropolitain continental, à la sécurité d’approvisionnement en électricité. Chaque fournisseur doit ainsi disposer annuellement, sous peine de sanction administrative, d’un montant de garanties de capacité en fonction de la consommation de ses clients en période de pointe. Les fournisseurs acquerront ces garanties de capacité auprès des exploitants de capacités de production ou d’effacement, lesquels devront préalablement faire certifier leurs capacités auprès du gestionnaire de réseau public de transport. Ce mécanisme a pour objectif de : permettre le maintien ou le développement des capacités de production ou ■ d’effacement permettant de garantir le niveau de sécurité d’approvisionnement fixé par les pouvoirs publics ; améliorer la rémunération de ces capacités ; ■ répartir la charge de cette sécurité d’approvisionnement sur l’ensemble des ■ fournisseurs. Les « règles du mécanisme de capacité » proposées par RTE ont été approuvées par arrêté ministériel le 22 janvier 2015 après avis de la CRE. A la suite de la publication du décret n° 2018-997 du 15 novembre 2018 relatif au mécanisme d’obligation de capacité dans le secteur de l’électricité, RTE a mis en consultation un nouveau projet de règles. La loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a adapté le mécanisme de capacité aux petits acteurs en permettant aux ELD de transférer leurs obligations de capacité, non plus seulement à une autre ELD, mais également « à tout autre fournisseur » et en permettant aux fournisseurs d’électricité de transférer leurs obligations de capacité à un consommateur final pour la consommation de ce dernier ou à un gestionnaire de réseau public pour les pertes de ce dernier (article L. 335-5 du Code de l’énergie). En outre, l’article L. 335-3 du Code de l’énergie instaure la possibilité pour tout exploitant de capacité de transférer à un tiers sa responsabilité relative aux écarts entre capacité effective et capacité certifiée et le paiement des pénalités afférentes à ces écarts. Le 13 novembre 2015, la Commission européenne a ouvert une enquête approfondie au regard des règles européennes sur les aides d’État portant sur le projet de mécanisme de capacité français. Le 8 novembre 2016, la Commission européenne a autorisé le projet français de mécanisme de capacité. Au cours de l’enquête, la France a accepté de modifier le mécanisme comme suit : introduction de contrats de long-terme (7 ans) pour les nouvelles capacités, prise en compte des capacités étrangères et mesures visant à empêcher toute manipulation du marché. Les révisions concernant le renforcement de la transparence et la surveillance du marché ont donné lieu à la publication de l’arrêté du 29 novembre 2016 modifié en dernier lieu par arrêté du 12 octobre 2018. Cela a permis l’entrée en vigueur du mécanisme au 1 er janvier 2017. Des transactions de gré à gré restent possibles. La mise en œuvre des engagements concernant la participation des capacités étrangères et des contrats de long terme a nécessité une révision du décret de 2012, pris en Conseil d’État après avis du Conseil supérieur de l’énergie, du Conseil national d’évaluation des normes, de la Commission de régulation de l’énergie et de l’Autorité de la concurrence. Ainsi, le décret n° 2018-997 du 15 novembre 2018 relatif au mécanisme d’obligation de capacité dans le secteur de l’électricité prévoit les modalités de prise en compte explicite de certaines contributions transfrontalières à la sécurité d’approvisionnement électrique en France, ainsi que les modalités de mise en place d’un dispositif de contractualisation pluriannuelle pour les nouvelles capacités.

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