Document d’enregistrement universel 2020

Hypothèses générales

Pour rappel, compte tenu du contexte particulier lié à la crise sanitaire, une approche spécifique avait été retenue pour la clôture semestrielle 2020 afin de tenir compte des conditions macroéconomiques (taux d’actualisation), de l’évolution des prix de marché des matières premières et de l’électricité, des premières orientations issues des travaux de cadrage du Plan à Moyen Terme et de la situation spécifique de certaines entités du Groupe. Des pertes de valeur avaient ainsi été enregistrées pour un total de 738 millions d’euros au 30 juin 2020.

Au 31 décembre 2020, le Groupe a retenu la méthodologie usuelle pour la réalisation de ses tests de dépréciation et a notamment procédé à la mise à jour du test annuel pour les goodwills et actifs incorporels, y compris pour ceux qui avaient fait l’objet d’un test au 30 juin 2020.

Prix de l’électricité

Sur l’horizon de marché, les prix forward retenus dans les tests correspondent aux prix de marché constatés à la clôture marqués par une diminution importante par rapport aux niveaux de fin 2019.

Sur l’horizon long terme, il est rappelé que les tests prennent en compte des courbes de prix issues d’une construction analytique assemblant différentes briques d’hypothèses et des modèles fondamentaux d’équilibre entre l’offre et la demande dans le cadre d’un processus de scénarisation mis à jour annuellement.

Les courbes de prix long terme du scénario 2020 sont en diminution en début d’horizon (2024-2030) par rapport au scénario 2019, avec une perte de valeur du ruban de l’électricité dans les quatre pays principaux (France, UK, Italie, Belgique), comme cela avait été anticipé dans les tests intermédiaires conduits à fin juin 2020, puis en augmentation dans la plupart des pays sur la période suivante (2030-2040) par rapport au scénario 2019. Cette évolution est expliquée par plusieurs facteurs :

• les prix à long terme des commodités fossiles, et notamment du gaz en Europe, évoluent à la baisse entre les deux scénarios, en raison d’hypothèses d’offre de GNL revues à la hausse (nombreuses annonces de nouveaux projets d’usines de liquéfaction dans différentes régions du monde), de ressources abondantes et durablement peu chères aux États-Unis (gaz non conventionnels et gaz associés), et d’une demande européenne orientée à la baisse sur tout l’horizon sous l’effet des politiques d’efficacité énergétique et du développement des énergies renouvelables ;
• dans le même temps, la trajectoire sur les prix des quotas de CO2 dans le cadre du mécanisme de l’ETS (EU Emissions Trading System) est quant à elle revue à la hausse intégrant le projet de l’Union européenne d’engagements plus contraignants de réduction nette des émissions de gaz à effet de serre, notamment concernant les objectifs pour les années 2030 et 2050 ;
• des hypothèses actualisées relatives à l’offre et à la demande en électricité mettant en évidence un infléchissement de la demande en électricité à moyen terme (efficacité énergétique accrue et dans une moindre mesure baisse du prix du gaz livré en Europe). Cette tendance se corrige à plus long terme avec une demande orientée à la hausse en lien avec le développement des véhicules électriques et de l’hydrogène électrolytique.

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. À ce titre, les informations communiquées en matière de sensibilité des valeurs aux prix de l’électricité restent appropriées dans le contexte actuel, les effets de la crise étant considérés comme limités au-delà de l’horizon 2025 et la prise en compte des forwards permettant de capter les effets sur la croissance à court terme.

Par ailleurs, concernant les hypothèses relatives aux mécanismes de capacité, la rémunération est anticipée en légère hausse par rapport au scénario 2019 dans la majorité des pays européens, en raison de la révision à la baisse de la rentabilité des actifs de production de pointe sur les marchés de vente de l’électricité, en lien notamment avec la révision à la hausse du prix du CO₂. Cette tendance structurelle concerne également la France, mais avec un temps de décalage. En effet, l’arrivée d’ici 2025 de nouvelles capacités en France (notamment EPR de Flamanville, CCG à Landivisiau, premier parc éolien maritime…) permettront au système électrique français de retrouver des marges, avec un effet à la baisse sur le prix de la capacité.

Taux d’actualisation

Les taux d’actualisation retenus pour les tests sont en hausse par rapport au 31 décembre 2019 sur la plupart des pays cœurs en Europe, compte tenu d’une augmentation du spread de financement EDF conjuguée à une augmentation de la prime de risque marché. Cette hausse est néanmoins plus mesurée qu’au 30 juin 2020 du fait de la révision du spread de financement et de la prise en compte de la baisse des taux sans risque. Au Royaume-Uni, l’évolution du taux d’impôt conduit à un taux d’actualisation stable par rapport au 31 décembre 2019. Pour l’Italie, la prime de risque souverain qui avait été augmentée dès le 30 juin 2020 au regard du contexte spécifique du pays reste en augmentation par rapport à 2019 compte tenu de la volatilité, ce qui conduit à une hausse plus marquée des CMPC. La hausse des principaux CMPC retenus dans le cadre des tests par rapport au 31 décembre 2019 est ainsi de l’ordre de 10 à 20 points de base pour la France et la Belgique et de 40 points de base sur l’Italie. Les résultats des tests font par ailleurs l’objet d’analyses de sensibilité au taux d’actualisation.

Au 31 décembre 2020, les actifs du Groupe sont en grande majorité impactés par le contexte macroéconomique présenté ci-avant et les conséquences éventuelles en termes de pertes de valeur avaient été largement identifiées lors de la clôture semestrielle 2020.