Le Groupe n’anticipe pas d’impact significatif concernant les modifications des « Améliorations annuelles du cycle 2018-2020 » qui seraient applicables à compter du 1er janvier 2022.
Les états financiers consolidés sont préparés sur la base du coût historique à l’exception des actifs et passifs acquis dans le cadre de regroupements d’entreprises et de certains instruments financiers, qui sont comptabilisés à la juste valeur.
La monnaie fonctionnelle d’une entité est la monnaie de l’environnement économique dans lequel cette entité opère principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale. Cependant, dans certaines entités, une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale est retenue lorsqu’elle reflète la devise des principales transactions.
Les états financiers des entités étrangères dont la monnaie fonctionnelle est différente de l’euro sont convertis en euros de la façon suivante :
Les écarts de conversion ayant trait à un élément monétaire, qui fait en substance partie intégrante de l’investissement net du Groupe dans une entreprise étrangère consolidée sont inscrits dans les capitaux propres consolidés jusqu’à la cession ou la liquidation de cet investissement net, date à laquelle ils sont inscrits en charges ou en produits dans le résultat comme les autres différences de conversion relatives à cette entreprise.
En application de la norme IAS 21, les opérations libellées en devises étrangères sont initialement converties et comptabilisées dans la monnaie fonctionnelle de l’entité concernée au cours en vigueur à la date de la transaction.
Lors des arrêtés comptables, les actifs et passifs monétaires exprimés en devises sont convertis au taux de clôture à cette même date. Les différences de change correspondantes sont comptabilisées dans le compte de résultat.
En application de l’interprétation IFRIC 22, lors du versement ou de la réception d’une avance en devises ayant un caractère non monétaire, celle-ci doit être comptabilisée au taux du jour, sans réévaluation ultérieure.
Les actifs et passifs constitutifs du besoin en fonds de roulement entrant dans le cycle normal de l’activité sont classés en courant dans le bilan consolidé. Les autres actifs et passifs sont classés en courant d’une part, non courant d’autre part, selon que leur échéance est à plus ou moins d’un an par rapport à la date de clôture.
Le compte de résultat est présenté par nature. La rubrique « Autres produits et charges d’exploitation » placée sous l’excédent brut d’exploitation comprend des éléments à caractère inhabituel par leur nature ou leur montant.
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 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 du Groupe pourraient différer significativement des estimations actuelles.
Dans un contexte de volatilité des marchés financiers et de l’énergie, les paramètres concourant aux estimations retenues sont fondés sur des hypothèses macroéconomiques adaptées au cycle de très long terme des actifs du Groupe.
Les principales opérations pour lesquelles le Groupe a recours à des estimations et jugements sont les suivantes :
Au cas particulier des durées d’amortissement de son parc de centrales nucléaires en France, la stratégie industrielle du groupe 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 dont les 2 tranches ont été définitivement arrêtées durant le 1er semestre 2020), les conditions techniques, économiques et de gouvernance étant réunies. La durée d’amortissement des autres paliers (1 300 MW et 1 450 MW), qui sont plus récents, est, à ce stade, maintenue à 40 ans.
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 recouplé au réseau le 23 décembre 2019, après sa 4e visite décennale. Il s’agissait de la première tranche du palier 900 MW à franchir cette étape au-delà de 40 ans.
En 2020, les 4e visites décennales (VD4) des tranches 2 et 4 de Bugey ont été engagées, respectivement en début et fin d’année, le nombre de VD4 à réaliser en parallèle passe à 5 en 2021.
La décision de l’ASN fixant les prescriptions applicables aux réacteurs de 900 MW, au vu des conclusions de la phase générique de leur quatrième réexamen périodique, est attendue pour fin février 2021.
L’adoption définitive de la PPE (voir note 2) en avril 2020 a conduit à prendre en compte dans les états financiers du Groupe au 31 décembre 2020 l’impact de la fermeture anticipée à 2027 et 2028 de deux réacteurs par rapport à leurs cinquante ans. Une accélération des plans d’amortissement a été effectuée à compter du 1er juillet 2020 en prenant en compte différents scénarios de fermeture possibles, la décision concernant le choix des réacteurs à fermer n’ayant pas lieu d’être prise à date. Les provisions nucléaires avaient été réestimées en conséquence dès le 30 juin 2020 (voir note 15.1.1.3).
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.
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 le Groupe.
Le Groupe estime que les hypothèses retenues au 31 décembre 2020 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 du Groupe (voir note 15).
S’agissant de la France, les principales hypothèses et analyses de sensibilité concernant les provisions nucléaires d’EDF sont présentées en note 15.1.1.5.
