EDF maintient un dialogue régulier avec les services de l’État sur la question du financement des charges de service public de l’énergie afin de sécuriser la mise en œuvre du mécanisme de compensation. EDF est en particulier vigilants aux impacts BFR, et travaille à sécuriser le paiement par l’État en fin d’année et d’éviter les arbitrages interannuels de l’État.
Le groupe EDF, par ses activités variées, est exposé à de nombreux risques financiers et de marché. Cette section décrit ces différents risques en abordant les risques de taux d’intérêt, les risques de marchés financiers, les risques marchés énergies, les risques de change, de contrepartie et de liquidité. Tous ces risques pourraient affecter la capacité du Groupe à financer ses investissements. Les risques financiers et de marché sont également développés dans le rapport d’activité (section 5.1.6) et l’annexe des comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2021.
Résumé : 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.
En particulier, la très grande volatilité des marchés énergies positionnés à un niveau très élevé début 2022, la baisse de la production nucléaire française du Groupe,l'opérationnalité du dispositif ARENH et les possibles relèvements du plafond (voir risque 1A) par l'Etat ainsi que le conflit Ukrainien, font peser de très fortes incertitudes sur l’exposition nette du Groupe et représentent un risque majeur pour le Groupe.
Criticité : ●●● Forte
a) Contexte : 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 CO2 (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 CO2 entraîne une baisse des prix de l’électricité.
Différents facteurs 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. A titre d’exemple, le conflit Ukrainien fait peser des risques significatifs sur la liquidité des marchés des énergies.
Ces expositions peuvent impacter 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. Les risques liés aux évolutions possibles du dispositif ARENH sont décrits au risque 1A « Évolutions des politiques publiques et du cadre réglementaire en France et en Europe».
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 : 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.
Par ailleurs, le gouvernement a annoncé le 13 janvier 2022 qu'EDF devrait vendre 20 TWh d’ARENH supplémentaires à ses concurrents sur la période du 1er avril au 31 décembre 2022 au prix de 46,2 €/MWh. Cette décision, fixée dans les textes,expose EDF à un risque de perte entre le prix de rachat de ces volumes et 46,2 €/MWh.
Enfin, compte tenu des difficultés de production du parc nucléaire français à la suite de la découverte de phénomènes de corrosion sous contraintes (cf risque 5A), EDF sera structurellement acheteur a minima en 2022 dans un contexte de marché peu liquide et de fortes tensions à la hausse des prix.
Ainsi, le contexte de prix très élevés et de marchés très volatiles, combiné à une baisse importante de la production nucléaire pour 2022 et 2023 (voir ci-après risque 5A - Non-respect des objectifs d’exploitation et/ou de poursuite de fonctionnement des parcs nucléaires (France et Royaume-Uni)) et aux décisions gouvernementales décrites ci-dessus concernant le mécanisme ARENH représentent un risque majeur en termes d’impact financier pour le Groupe.
Enfin, le Groupe est exposé à un risque de défaut de respect du règlement européen relatif à la transparence et l’intégrité des marchés de gros de l’énergie (règlement UE n° 1227/2011, voir section 3.3.2.2.4 « Intégrité et transparence du marché de gros de l’énergie (règlement REMIT) »).
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 soumis aux tendances structurelles de mouvement à la hausse ou à la baisse de ces marchés (voir note 18.6 « Risques Marchés et de contrepartie » de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2021).
De plus, la couverture du risque prix induit par construction une exposition plus importante au risque volume : risque de devoir racheter des couvertures à un prix supérieur à celui où elles ont été prises, en cas de disponibilité des actifs moins élevée / ventes clients plus élevées que prévu au moment de mise en place de ces couvertures. Ce risque est d’autant plus important que les prix à livraison sont élevés par rapport aux prix des couvertures mises en place.
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.
