- le Cadre juridique relatif à la taxonomie européenne (1) pour la Finance durable. L’acte délégué complémentaire visant les activités nucléaires et gaz a été adopté le 2 février 2022 par la Commission Européenne. Sous réserve de la procédure devant le Parlement et le Conseil, il entrera en vigueur à partir de 2023.
b) Risques principaux
- Impact majeur de l’augmentation exceptionnelle du volume d'ARENH (annonce gouvernementale du 13 janvier 2022)
La décision imposant à EDF de vendre à ses concurrents un volume complémentaire d’Arenh de 20 TWh au prix de 46,2 €/MWh concrétise plusieurs risques :
- risque d’instabilité du cadre réglementaire, avec impact majeur sur l’Ebitda.
Cette décision tardive intervient alors que le dispositif d’ARENH pour 2022 était clos et qu’EDF avait organisé ses couvertures en conséquence. EDF devra donc racheter l'électricité à livrer à un prix beaucoup plus élevé que celui auquel elle devra la revendre à ses concurrents. Les textes mettant en œuvre ces mesures ont été publiés le 11 mars. Ils fixent le prix de rachat par EDF des volumes additionnels d’ARENH de 20 TWh devant être mis à disposition des fournisseurs en 2022.
L’impact des mesures réglementaires annoncées le 13 janvier 20221 sur l'EBITDA du Groupe pour 2022 avait été estimé, à titre illustratif, à environ -8,4 Mds € sur la base des prix de marché au 31 décembre 2021. Sur la base des modalités définies dans le décret, et dans l’état des informations dont le Groupe dispose, l’estimation de l’impact sur l’EBITDA du Groupe pour 2022 est réévaluée à environ - 10,2 Mds€.
- Risques juridiques : cette situation pourrait engendrer des risques juridiques (recours, contentieux, nouvelles instabilités réglementaires…)
- risque que ces mesures d’urgence soient reconduites au-delà de 2022.
Cette situation, qui matérialise un risque évoqué depuis plusieurs années, est porteuse de risques majeurs pour le groupe EDF : situation financière, évaluation par les agences de notation et capacité à financer la stratégie.
- Risques généraux liés au dispositif ARENH existant
Indépendamment de la situation exceptionnelle liée aux annonces du 13 janvier 2022, tant que le dispositif ARENH existe, il expose EDF aux risques suivants :
- le cadre général du dispositif ARENH, du fait de son caractère optionnel gratuit, donne aux fournisseurs des opportunités d’arbitrage entre le prix ARENH et les prix de marchés, au détriment d’EDF, et expose EDF à des incertitudes majeures qui impactent négativement l’efficacité de sa gestion des risques marchés énergies : 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 ;
- au-delà, il existe un risque d’augmentation du volume d’ARENH de manière pérenne sans évolution suffisante du prix, puisque la loi énergie climat offre désormais cette possibilité à l’État. L’impact est de diminuer 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 ;
- par ailleurs, la mise en œuvre du dispositif a fait l’objet de contentieux en 2020 et 2021, décrits en note 17.3 de l’annexe aux comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2021. 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.
- Risque d’absence de réforme de l’ARENH dans la durée
La négociation entre l’État français et la Commission européenne sur une future régulation a été mise à l’arrêt à l’été 2021 sans précision sur une date de réouverture des discussions : les risques principaux portent sur le niveau de prix, le champ de la régulation, la capacité de l’État français à négocier avec la Commission européenne des conditions de rémunération suffisantes et des contreparties proportionnées. Ainsi, le risque d’absence de réforme d'ensemble de la régulation applicable à la vente de la production nucléaire du Groupe en France ou de réforme contraire aux intérêts d’EDF est majeur pour le Groupe notamment dans sa capacité à financer sa stratégie.
- Autres risques sur les prix et tarifs
- TURPE : les délibérations de la CRE en janvier 2021 ont officialisé la mise enœuvre du TURPE 6 HTB et du TURPE 6 HTA/BT à compter du 1er 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 au-delà de la période tarifaire couverte par TURPE 6 ;
- Prix du CO2 : la révision du système d’échange de quotas d’émissions de CO2 pourrait conduire à de nombreuses incertitudes et induire un risque sur le niveau et la prévisibilité des prix ;
- Fourniture de secours : le risque est de ne pas pouvoir amortir les coûts exposés pour secourir les clients alors que ces derniers peuvent quitter le portefeuille d’EDF à tout moment, moyennant un préavis pour les entreprises. Ce risque existe tant dans le cadre du dispositif transitoire que du dispositif pérenne de la fourniture de secours.
- Risques relatifs au mix énergétique
- Des décisions d’arrêt prématuré d’un ou plusieurs réacteurs du parc d’EDF, ne résultant pas d’un choix industriel, mais d’une application de la politique énergétique traduite dans la PPE ou une loi programmatique, pourraient intervenir. De telles décisions devraient entraîner une indemnisation d'EDF pour le préjudice subi, comme l’a rappelé le Conseil constitutionnel dans une décision du 13 août 2015. Le risque pour EDF est de ne pas être indemnisé à hauteur du préjudice ;
- La fermeture d’actifs de production pilotables (nucléaire, charbon, fioul…) pourrait accroître le risque de tensions sur l’équilibre offre-demande, notamment lors des passages des prochains hivers ;
- Risque d’absence ou de retard de la décision formelle de l’État de lancer un programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires EPR 2 voire SMR dans la perspective notamment de la loi de programmation énergétique.
- Risques associés au contexte européen (Taxonomie)
- L’acte délégué publié le 2 février 2022 prévoyant l’inclusion du nucléaire dans la taxonomie européenne comme énergie « de transition » pourrait faire l’objet d’un rejet par le Conseil Européen ou par le Parlement (échéance mi 2022). Il pourrait aussi faire l’objet d’un recours en annulation devant les juridictions européennes. De plus, le classement en énergie de transition pourrait donner un signal insuffisant de reconnaissance de l'électricité décarbonée d’origine nucléaire, avec des conséquences potentielles sur l’accès au financement des nouveaux projets. Le texte n'inclut pas le cycle du combustible ni la gestion des déchets. Enfin, les conditions posées par l’acte délégué pour le classement du nucléaire, dans les activités alignées, pourraient ne pas être pleinement atteintes.
c) Actions de maîtrise
Les actions de maîtrise sont limitées pour ces risques qui proviennent de décisions externes à l’entreprise. Néanmoins, les actions de maîtrise comportent les éléments suivants :
- analyse des conséquences potentielles des textes publiés ou encore en préparation, notamment le décret n° 2022-342 et les arrêtés du 11 mars, afin d'identifier l’impact sur le Groupe concernant l’ARENH et le bouclier tarifaire, voir notamment le plan d’action de renforcement de la structure bilancielle du Groupe (note 23 de l’annexe des comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2021 figurant dans la section 6.1 et paragraphe Perspectives section 5.5);
(1) Issue du règlement européen 2020/852 du 4 juin 2020 visant à établir une classification des activités économiques en fonction de leur contribution à l’atteinte d’objectifs environnementaux, complété par un acte délégué adopté le 4 juin 2021 visant à déterminer les conditions dans lesquelles des activités économiques peuvent être considérées comme contribuant substantiellement aux objectifs climatiques. Le 6 juillet 2021, l’acte délégué dit « article 8 » relatif au contenu et la présentation des informations à communiquer a été adopté. Enfin le 2 février 2022 l’acte délégué complémentaire visant les activités nucléaires et gaz a été publié et sous réserve de la procédure devant le Parlement et le Conseil, entrera en vigueur à partir de 2023.
