Document d'enregistrement Universel 2022

• Les mécanismes décrits dans le contexte ci-dessus peuvent être résumés ainsi : d’une part, le bouclier tarifaire 2023, qui protège les consommateurs en limitant la hausse des tarifs à 15 %, et les autres amortisseurs, devraient se traduire par une compensation de l’État vers EDF, dont le montant n’est pas encore défini, mais évalué par EDF à 18 milliards d’euros. D’autre part, la compensation des charges énergie fera en  2023 l’objet d’une compensation d’EDF vers l’État, dont l’évaluation définitive n’est pas encore définie, mais estimée par EDF à environ 14,8 milliards d’euros :
  • ces chiffres ne sont pas consolidés et font l’objet d’incertitudes élevées dans un contexte de marché très volatil,
  • les dispositions précises de compensation (date de mise en œuvre, mécanisme de neutralisation des flux…) sont eux-mêmes incertains et non validés,
  • ces incertitudes font courir pour EDF un risque de décaissement (risque qu’EDF effectue des versements trop élevés en  2023 qui ne seront régularisés qu’en 2024) ;
• Plus largement, les textes prévoient qu’EDF soit intégralement compensée des charges de service public qu’elle supporte. Cela étant, il ne peut être complètement exclu que les termes de cette compensation soit remis en cause et que l’attribution d’une nouvelle obligation de service public à EDF ne soit pas comprise dans cette compensation.

• TURPE : les délibérations de la CRE en janvier 2021 ont officialisé la mise en œuvre du TURPE 6 HTB et du TURPE 6 HTA/BT à compter du 1^er août 2021. Le risque porte sur le caractère suffisant du niveau de rémunération des gestionnaires de réseaux pour leur permettre d’accomplir les missions, par définition évolutives, 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 ;
• Couverture des coûts des retours de clients aux TRVE : du fait de la crise des prix, de la disparition de certains fournisseurs et du renchérissement des offres de marchés, un nombre considérable et imprévu de clients éligibles ont demandé en 2022 à souscrire des contrats aux TRVE. Cette tendance pourrait se poursuivre en 2023. Il en résulte des charges imprévues pour leur approvisionnement dont il est souhaitable que la couverture soit organisée en 2023.

• Des décisions d’arrêt prématuré d’actifs de production, ne résultant pas d’un choix industriel, mais d’une décision de politique énergétique ou d’une décision de justice peuvent intervenir. Les éventuelles décisions de politique énergétique 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 que le montant de l’indemnité ne soit pas à hauteur du préjudice ;
• Risque d’absence ou de retard de la décision formelle de l’État de lancer un programme de construction de nouveaux réacteurs nucléaires EPR2 voire SMR dans la perspective notamment de la loi de programmation énergétique.

Le cadrage d’ensemble proposé par l’État lors des échanges préparatoires, tel qu’il apparaît au cours de douze premiers mois de travail, partage de façon satisfaisante les orientations stratégiques d’EDF (priorité à la décarbonation, via avant tout l’électrification, révision à la hausse de la trajectoire de production nucléaire en complémentarité avec le développement des ENR, conformément à la stratégie annoncée par le Président de la République à Belfort le 10 février 2022, etc.). Dans ce contexte, les risques sont les suivants :

• risque de retard ou de réduction des ambitions de la LPEC visant à décarboner tous les pans de la société, d’une manière efficace et juste d’un point de vue économique et climatique, notamment pour ce qui concerne la décarbonation des bâtiments par l’électrification du chauffage via l’installation de pompes à chaleur ;
• risque que les trajectoires respectives de développement de nouveaux moyens de production (éolien onshore et offshore, PV, hydraulique, nucléaire) ne soient pas suffisamment cohérentes les unes par rapport aux autres, pour assurer un mix électrique le plus efficace possible au regard du système électrique ;
• risque que le rôle confié à l’hydrogène dans le mix énergétique de long terme ne soit pas suffisamment clarifié, de même que la stratégie et le cadre réglementaire et régulatoire pour la production d’hydrogène bas carbone, à élaborer en coordination avec nos partenaires européens ;
• risque que la stratégie sur la technologie CCS, qui n’est pas encore mature, ne soit pas suffisamment précisée.

• Risques de difficultés ou de retards de validation par la Commission européenne du cadre relatif au programme NNF ;
• Risque associé à la conception d’une réforme du marché intérieur de l’électricité (market design) qui ne soit pas favorable aux intérêts du Groupe ;
• Des mesures additionnelles d’urgence en réponse à une prolongation de la crise énergétique ne sont pas à exclure de la part de la Commission européenne, avec des potentielles conséquences pour le Groupe ;
• Des propositions visant à accélérer les procédures de permitting pour le développement des énergies renouvelables sont en cours de discussion dans le cadre de Repower EU et de la révision de la directive RED II. Toutefois, des risques de frein à l’accélération du développement des renouvelables persistent ;
• Sur l’hydrogène électrolytique, des risques demeurent quant au cadre réglementaire européen et à la stratégie française sur la méthode de calcul des émissions associées à l’hydrogène produit à partir d’électricité du réseau ;
• taxonomie : l’acte délégué complémentaire inclut le nucléaire comme énergie de transition. Un risque subsiste quant à l’interprétation des critères techniques d'alignement pour leur mise en œuvre à compter du 1^er janvier 2023 et au recours en annulation introduit par l’Autriche et le Luxembourg ;
• Risque d’introduction d’un cap sur l’utilisation de la biomasse ligneuse et d’une définition qui l’exclurait des énergies renouvelables (révision de la directive renouvelable). Cela aurait un impact significatif sur les activités de Dalkia ;
• Risque d’introduction de dispositions techniques excluant la possibilité de décarborner les mix électriques dans les régions ultra périphériques avec des centrales électriques fonctionnant avec des bioliquides.