Électricité de France SA (EDF), maison mère du groupe EDF est une société anonyme qui exerce des activités de production d’électricité et de commercialisation d’électricité et de gaz. EDF porte également l’ensemble des activités des Systèmes Énergétiques Insulaires (SEI) : Corse et départements d’Outre-Mer.
EDF présente ses comptes sociaux selon les principes et méthodes comptables définis par le règlement n° 2014-03 de l’Autorité des normes comptables (ANC) du 5 juin 2014 relatif au Plan Comptable Général modifié.
Les méthodes comptables et règles d‘évaluation appliquées sont identiques à celles utilisées dans les comptes annuels au 31 décembre 2018.
L’établissement des états financiers nécessite le recours à des jugements, estimations et hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, des produits et des charges de l’exercice ainsi que pour la prise en compte des aléas positifs et négatifs existant à la date de clôture. En fonction de l’évolution des hypothèses considérées ou de conditions économiques différentes de celles existantes en date de clôture, les montants qui figureront dans les futurs états financiers d’EDF pourraient différer significativement des estimations actuelles.
Dans un contexte de volatilité des marchés financiers, les paramètres concourant aux estimations retenues sont fondés sur des hypothèses macroéconomiques adaptées au cycle de très long terme des actifs d’EDF.
Les principales opérations pour lesquelles EDF a recours à des estimations et jugements sont les suivantes :
Au cas particulier des durées d’amortissement de son parc de centrales nucléaires, la stratégie industrielle d’EDF est d’en poursuivre l’exploitation au-delà de 40 ans, dans des conditions optimales de sûreté et de performance.
La durée d’amortissement des tranches du palier 900 MW a été portée de 40 ans à 50 ans en 2016 (à l’exception de la centrale de Fessenheim), les conditions techniques, économiques et de gouvernance étant réunies. La durée d’amortissement des autres paliers du Groupe en France (1 300 MW et 1 450 MW), qui sont plus récents, est, à ce stade, maintenue à 40 ans, les conditions pour un allongement n’étant pas réunies.
Ces durées prennent en compte la date de recouplage au réseau faisant suite à la dernière visite décennale intervenue.
Le réacteur 1 de la centrale de Tricastin a été recouplée au réseau le 23 décembre 2019, après sa quatrième visite décennale. Il s’agit de la première tranche du palier 900 MW à franchir cette étape au-delà de 40 ans.
Comme indiqué en note 3.1, le projet de PPE prévoit sous certaines conditions la fermeture de deux tranches nucléaires en 2027 et 2028, en anticipation de leur cinquième visite décennale. Si la PPE est adoptée en ce sens, cela pourrait alors conduire à modifier prospectivement la durée d’amortissement des deux tranches concernées. S’agissant d’une anticipation de quelques années concernant deux tranches du parc, l’effet sur les dotations aux amortissements annuels, qui dépendra des tranches qui seront retenues, serait peu significatif.
L’évaluation des provisions pour aval du cycle nucléaire, pour déconstruction et pour derniers cœurs est sensible aux hypothèses retenues en termes de procédés techniques, coûts, taux d’inflation et taux d’actualisation à long terme, durée d’amortissement des centrales en exploitation et échéanciers de décaissements.
Comme indiqué en note 3.1, le projet de PPE prévoit sous certaines conditions la fermeture de deux tranches nucléaires en 2027 et 2028, en anticipation de leur cinquième visite décennale. Si la PPE est adoptée en ce sens, cela pourrait alors conduire à modifier le montant des provisions nucléaires associées. S’agissant d’une anticipation de quelques années concernant deux tranches du parc, l’impact sur les provisions nucléaires pourrait alors correspondre à une augmentation de quelques dizaines de millions d’euros, par contrepartie des actifs concernés au bilan.
Une ré-estimation de ces paramètres est effectuée à chaque arrêté des comptes afin de s’assurer que les montants provisionnés constituent la meilleure estimation des coûts qui seront finalement supportés par EDF.
EDF estime que les hypothèses retenues au 31 décembre 2019 sont appropriées et justifiées. Des modifications de ces hypothèses dans le futur pourraient cependant avoir un impact significatif sur le bilan et le compte de résultat d’EDF.
Les principales hypothèses et analyses de sensibilité concernant les provisions nucléaires sont présentées en note 28.5.
L’évaluation des provisions prend en compte un niveau de risques et d’aléas selon les opérations concernées. Elle comporte en outre des facteurs d’incertitude tels que :
L’évaluation des engagements de retraites et autres avantages postérieurs à l’emploi et à long terme repose sur des évaluations actuarielles sensibles à l’ensemble des hypothèses actuarielles retenues, en particulier celles relatives au taux d’actualisation, au taux d’inflation et au taux d’augmentation des salaires.
Les principales hypothèses actuarielles utilisées pour le calcul des engagements au titre des avantages postérieurs à l’emploi et des avantages à long terme pour l’arrêté des comptes au 31 décembre 2019 sont détaillées en note 30.4. Ces hypothèses sont mises à jour annuellement. EDF estime que les hypothèses actuarielles retenues au 31 décembre 2019 sont appropriées et justifiées. Des modifications de ces hypothèses dans le futur pourraient cependant avoir un impact significatif sur le montant des engagements ainsi que sur le résultat d’EDF.
Comme précisé en note 1.3, les quantités d’énergie livrées non relevées non facturées sont déterminées en date d’arrêté à partir de modèles statistiques de consommations et d’estimations de prix de vente. La détermination de la quote-part du chiffre d’affaires non facturé en date d’arrêté des comptes est sensible aux hypothèses retenues dans l’élaboration de ces statistiques et estimations.
