PERTES DE VALEUR SUR AUTRES ACTIFS INCORPORELS ET CORPORELS

Hypothèses générales

La note 1.3.14 explique la méthodologie retenue par le Groupe pour réaliser les tests de dépréciation.

Les CMPC sur les pays de référence en Europe sont en légère baisse par rapport au 31 décembre 2018 en lien avec la situation actuelle de marché qui conduit à une diminution du taux sans risque. Les autres paramètres retenus pour le calcul des CMPC sont restés à un niveau globalement stable par rapport au 31 décembre 2018. Les résultats des tests font l’objet d’analyses de sensibilité au taux d’actualisation.

L’environnement de marché en 2019 est en légère amélioration par rapport à 2018 avec des prix de marché de l’électricité en légère augmentation sur la France et la Belgique. En Italie, la situation est stable par rapport à l’an passé. On note, en revanche, un léger retrait sur les prix de l’électricité au Royaume-Uni.

Sur l’horizon de marché, les prix forward retenus sont en cohérence avec ces évolutions.

Sur l’horizon long terme, la vision des fondamentaux est stable par rapport à l’an dernier, le scénario de référence retenu dans le cadre des tests réalisés lors de la clôture 2018 ayant anticipé la diminution des trajectoires de prix des commodités gaz et charbon. La trajectoire haussière sur les prix des quotas de CO₂ dans le cadre du mécanisme de l’ETS (EU Emissions Trading System) a été conservée du fait du bon fonctionnement de la phase 3 du dispositif pour atteindre les objectifs de la politique de décarbonation européenne. On note néanmoins, en début d’horizon un léger infléchissement de la courbe en lien avec des hypothèses d’efficacité énergétique accrue et dans une moindre mesure à la baisse des prix du gaz livré en Europe, puis, en fin d’horizon, une légère réévaluation en raison de la hausse des hypothèses véhicules électriques et hydrogène retenues. S’agissant d’hypothèses structurantes pour la détermination de la valeur recouvrable des analyses de sensibilité sont réalisées sur les courbes de prix long terme dans le cadre de la réalisation des tests de dépréciation.

Par ailleurs, même si des incertitudes demeurent, les mécanismes de capacité qui sont mis en œuvre progressivement sous différentes modalités selon les pays permettent d’assurer une rémunération contribuant à la rentabilité de certains actifs de production, et venant confirmer les hypothèses retenues dans les tests de dépréciation. Ainsi, après la suspension fin 2018 du mécanisme au Royaume-Uni, la Commission européenne a confirmé le 24 octobre 2019 sa décision initiale d’octroi d’une autorisation d’aide d’État au marché de capacité permettant ainsi au gouvernement du Royaume-Uni de rétablir le dispositif. En Italie, les premières enchères de capacité se sont tenues courant novembre pour les livraisons des années 2022 et 2023.

À fin 2019, le contexte macroéconomique présenté ci-avant n’introduit pas de nouveau risque majeur pour le Groupe par rapport à ceux déjà appréhendés dans les états financiers des exercices précédents ; les dépréciations constatées traduisent des risques propres à certaines UGT ou actifs spécifiques.

Royaume-Uni – EDF Energy

Actifs thermiques

Pour rappel, des dépréciations significatives ont été enregistrées ces dernières années sur les différents actifs thermiques du Groupe en Angleterre, conduisant en particulier à une valeur nette comptable quasi-nulle pour les centrales au charbon et les stockages gaz. Au 31 décembre 2019, les investissements nécessaires réalisés pour les centrales au charbon de Cottam et West Burton A ont été totalement dépréciés pour un montant de (6) millions d’euros en cohérence avec les décisions de fermeture anticipée des centrales ; le 7 février 2019, EDF Energy a annoncé la fermeture de la centrale au charbon de Cottam en septembre 2019, la fermeture de la centrale de West Burton A sera quant à elle planifiée en tenant compte des contrats de capacité. Concernant les actifs de stockage gaz, les investissements réalisés sur l’exercice sur le site de Hole House ont été dépréciés à hauteur de (3) millions d’euros.

Au 31 décembre 2019, malgré le rétablissement du mécanisme de capacité, les perspectives long terme plus basses par rapport à l’exercice précédent sur les spark spreads et sur le niveau anticipé de rémunération de la capacité, conjuguées à des augmentations anticipées des charges de réseau par rapport à la vision fin 2018 conduisent à enregistrer une dépréciation complémentaire de la valeur de la centrale au gaz de West Burton B (CCGT) de (118) millions d’euros. La valeur de cet actif est sensible aux variations de prix ; ainsi une variation de 5 % des spark spread aurait un impact d’environ 6 % sur la valeur recouvrable du CCGT West Burton B.

Actifs nucléaires (centrales en exploitation et projet Hinkley Point C) et Goodwill

La valeur recouvrable des actifs nucléaires existants (8 centrales) est déterminée en actualisant les flux futurs de trésorerie sur la durée de vie des actifs avec l’hypothèse d’un allongement de 20 ans de la centrale de Sizewell B de technologie REP (pour mémoire, la prolongation des durées d’exploitation des autres centrales de type RAG a déjà été actée par l’autorité de sûreté britannique, les extensions les plus récentes ayant été annoncées en février 2016). Compte tenu des difficultés de production des centrales de Hunterston et Dungeness rencontrées en 2018 et qui ont perduré sur l’exercice 2019, le test a été réalisé par prudence en intégrant un niveau de production revu à la baisse par rapport aux hypothèses retenues en 2018. La mise à jour de ces hypothèses de production a une incidence défavorable sur la valeur recouvrable du parc nucléaire d’EDF Energy qui diminue par rapport à 2018, mais qui reste néanmoins largement supérieure à la valeur comptable. Une variation à la baisse de 5 % des prix de l’électricité par rapport à la trajectoire retenue dans le cadre du test aurait un impact de 15 % sur la valeur recouvrable de l’actif, qui resterait supérieure à la valeur nette comptable des actifs.

Le goodwill d’EDF Energy s’élève à 8 milliards d’euros au 31 décembre 2019 (soit 6,7 milliards de livres sterling). Il résulte principalement de l’acquisition de British Energy en 2009.