L’électricité ne se stockant pas, EDF doit fournir, à chaque instant, la juste quantité d’électricité correspondant à la demande de ses clients, au meilleur coût. Les activités d’optimisation ont pour but de prévoir cette demande et d’effectuer les arbitrages nécessaires entre les ressources disponibles pour la satisfaire (moyens de production, contrats d’approvisionnement long terme, achats sur les marchés de gros, etc.). L’optimisation de la production d’EDF consiste également à couvrir les risques physiques, financiers et de marché.
Le règlement (UE) n° 1227/2011, dit règlement « REMIT », sur l’intégrité et la transparence des marchés de gros de l’énergie est entré en vigueur le 28 décembre 2011 et vise à renforcer la confiance des acteurs de marché et des consommateurs dans l’intégrité des marchés de l’électricité et du gaz.
Le renforcement de l’intégrité et de la transparence des marchés de gros de l'énergie doit favoriser une concurrence ouverte et loyale sur ces marchés afin, notamment, que les prix fixés sur ces marchés reflètent une interaction équilibrée et concurrentielle entre l’offre et la demande. Le règlement interdit les opérations d’initiés et les manipulations de marché et crée une obligation de publication de l’information privilégiée, telle que définie au sens de REMIT.
L’ACER, Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie, a notamment pour mission de surveiller les échanges commerciaux de produits énergétiques de gros pour détecter et empêcher les transactions fondées sur des informations privilégiées et des manipulations de marché. L'ACER recueille en outre les données nécessaires pour évaluer et surveiller les marchés. Le règlement prévoit en effet que les acteurs du marché, ou une personne habilitée à le faire pour leur compte, fournissent à l’ACER un relevé détaillé des transactions du marché de gros de l’énergie.
Les acteurs du marché effectuant des transactions pour lesquelles une déclaration auprès de l’ACER est obligatoire doivent s’enregistrer auprès de l'autorité de régulation nationale de l’État membre dans lequel ils sont établis (la CRE en France) ou, s’ils ne sont pas établis dans l'Union européenne, de celle d’un État membre dans lequel ils exercent une activité.
Enfin, au niveau national, les autorités de régulation nationales collaborent et peuvent surveiller les échanges de produits énergétiques de gros et les États membres déterminent le régime des sanctions applicables aux violations de REMIT.
En France, la réglementation applicable est la suivante :
La gestion de l’équilibre offre/demande d’électricité se décline jusqu’au temps réel, dans le cadre fixé par les politiques de risques, élaborées conformément aux directives de la Direction du Contrôle des Risques du Groupe et validées par le Comité exécutif d’EDF. Voir également la section 2.2.2 « Risques financiers et de marché » - facteur de risque 2C « Risque marchés énergies ».
Les aléas climatiques sont dimensionnants pour cette gestion. Ainsi, une baisse de la température de 1 °C en hiver entraîne une hausse de la consommation d'électricité en France de l’ordre de 2 400 MW (1). Le portefeuille d’EDF porte une grande partie de cette thermo-sensibilité. Par ailleurs, en fonction de l'hydraulique, l'amplitude de production hydraulique au périmètre d’EDF entre deux années extrêmes peut atteindre une vingtaine de térawattheures.
La DOAAT s’assure, à tous les horizons de temps, qu’elle dispose des moyens qui lui permettront de faire face à ses engagements. Pour cela, elle dispose d’un ensemble de leviers d’action :
La DOAAT gère également l’exposition du portefeuille amont/aval d’EDF aux variations de prix des marchés de gros de l’électricité et des combustibles (gaz, charbon, produits pétroliers) et du marché des permis d’émission de CO2, en s'appuyant sur EDF Trading.
Sur le périmètre d’EDF en France continentale, la DOAAT assure vis-à-vis du gestionnaire de Réseau de Transport d’Électricité RTE le rôle de « responsable d'équilibre ». Dans ce cadre, EDF s’engage à compenser financièrement RTE en cas d'écart sur son périmètre d’équilibre. L’optimisation consiste à proposer à RTE un programme d’offre équilibré avec la demande, qui permette de minimiser le coût de fourniture des engagements contractuels d’EDF.
EDF entretient des relations commerciales au travers de contrats d’achat ou de vente d’énergie avec des opérateurs européens. Ces contrats sont de plusieurs natures et confèrent :
Se reporter aux notes 5.1.1 et 23 de l’annexe aux comptes consolidés clos le 31 décembre 2021 de la section 6.1 ainsi qu'à la section 1.4.2.1.1 "La concurrence".
Se reporter à l’annexe 5.1 de l’annexe aux comptes consolidés clos le 31 décembre 2021.
EDF est acheteur obligé de l’électricité produite par les installations de production dont le gouvernement souhaite soutenir le développement (sources d'énergies renouvelables et cogénérations présentant une efficacité énergétique). Conformément à la législation (article L. 121-7 du Code de l’énergie), les surcoûts résultant de cette obligation lui sont compensés sur la base d’une référence aux prix de marché de l’électricité (notion de « coût évité »). Suite à la délibération de la CRE du 16 décembre 2014, l’ensemble de l’électricité ainsi achetée est géré dans un périmètre d’équilibre dédié aux installations sous contrat d'Obligation d'Achat (OA) mis en place le 1er juillet 2015.
La DOAAT organise la vente de l’énergie produite par les installations sous contrat d'OA directement sur les marchés de l’énergie. Ceci rend la gestion de ce périmètre totalement indépendante de celle du portefeuille d’EDF. Ainsi, depuis novembre 2015, les volumes d’électricité sous OA prévisibles à court terme (la veille pour le lendemain, dits « part aléatoire des OA ») sont vendus sur EPEX Spot. Les Volumes prévisibles à long terme (la part dite « quasi certaine » des OA) sont vendus depuis janvier 2016 par appels d’offres transparents et non discriminatoires.
De même, sur un périmètre dédié aux OA, la DOAAT procède à la certification des capacités des installations de production sous OA, aux nécessaires rééquilibrages et à la vente sur le marché des garanties de capacité associées.
Depuis le 1er janvier 2017, les coûts de gestion de cette mission de service public sont compensés.
(1) Source RTE.
