Le contexte européen est aussi dimensionnant pour ce risque :
- Le Paquet Fit for 55, publié par la Commission européenne le 14 juillet 2021 constitue l’un des dispositifs phare de la nouvelle Commission européenne. Il comporte en particulier un rehaussement de tous les objectifs pour parvenir à - 55 % net de GES en 2030 par rapport à 1990 et à la neutralité carbone en 2050. Les orientations principales portent sur :
- la révision du système communautaire d’échange de quotas d’émissions de CO2 (EU-ETS) au sein de l’UE, y compris son extension à d’autres secteurs ;
- différentes propositions législatives (efficacité énergétique, énergies renouvelables, taxation de l’énergie), incluant des propositions visant à encadrer le développement de l’hydrogène (avec une définition de l’hydrogène électrolytique bas carbone compatible avec le mix électrique français) ;
- la révision des Lignes directrices pour les aides d’État en matière d’énergie et d’environnement (LDAEE) adoptées le 21 décembre 2021, applicables à compter de janvier 2022. Elles constituent un cadre structurant pour les investissements futurs du groupe EDF.
- Le cadre juridique relatif à la taxonomie européenne pour la Finance durable. Le règlement délégué modificatif (UE) 2022/1214 intégrant à la taxonomie les activités nucléaires et gazières a été adopté le 9 mars 2022 et entrera en vigueur à partir de 2023. Un recours de la République d’Autriche a été introduit le 7 octobre 2022 (publié au JOUE le 23 janvier 2023) à l’encontre de l’acte délégué de la Commission intégrant certaines activités nucléaires et gazières dans la taxonomie.
- En réponse à la crise énergétique, la Commission européenne a publié le 18 mai 2022 le plan Repower-EU visant à accroître l’indépendance de l’Europe aux combustibles fossiles russes, accélérer la transition et renforcer la résilience du système énergétique européen. Il définit une série de mesures visant à renforcer les ambitions de plusieurs législations, notamment celles portant sur l’efficacité énergétique, les énergies renouvelables et le développement de l’hydrogène.
- La Commission européenne a ouvert une consultation sur l’évolution du market design (consultation ouverte du 24 janvier au 13 février 2023). La commission souhaite présenter un texte législatif au Conseil européen des 23 et 24 mars.
b) Risques principaux
- 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. Il expose EDF à des incertitudes majeures qui impactent négativement l’efficacité de sa gestion des risques sur les marchés de l’énergie. EDF est ainsi fortement exposée 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 sans que cette augmentation se traduise mécaniquement par une évolution suffisante du prix ;
- la mise en œuvre du dispositif a fait l’objet de contentieux décrits en note 17.3 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2022. Certains de 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 ;
- s’ajoute le risque résultant des pratiques des fournisseurs dits « intermittents » qui agissent pour réduire leur portefeuille avant l’entrée de l’hiver (certains proposant à leurs clients de revenir au printemps) pour revendre sur les marchés les volumes d’ARENH rendus ainsi disponibles.
- Risque d’une réforme de l’architecture de marché ne répondant pas aux enjeux de l’entreprise
- La négociation entre l’État français et la Commission européenne sur un cadre futur de régulation a été mise à l’arrêt ;
- Les risques principaux pour l’entreprise dans le futur seraient :
- de ne pas disposer des ressources nécessaires à la mise en œuvre d’un programme industriel d’investissements indispensable à la réussite de la transition énergétique,
- que les pouvoirs publics s’en remettent systématiquement à des mesures de régulation ou des mesures décidées dans l’urgence ne répondant pas à cet objectif, et qu’EDF ne soit pas dans les meilleures dispositions pour valoriser sa production au juste prix librement négocié avec ses clients et de ne pas pouvoir pleinement exercer sa stratégie industrielle.
- Risques de dérive de la contribution sur les revenus infra-marginaux des producteurs d’électricité
- Le montant de la contribution est estimé pour EDF en 2023 entre 0 et 5 milliards d’euros (voir contexte ci-dessus) :
- du fait des incertitudes entourant son calcul, ce montant pourrait être réévalué ;
- le montant de la contribution est limité en 2023 en raison de l’intégration dans son calcul de la période juillet-décembre 2022 sur laquelle EDF constate un « déficit » dont le report est possible en 2023. Si ce report venait à être contesté, EDF serait alors exposée à une taxe très élevée ;
- enfin, il existe un risque que le dispositif soit prolongé en 2024.
