Le Groupe considère que toutes les conditions techniques, économiques et de gouvernance nécessaires, permettant de mettre en cohérence la durée d'amortissement de ses centrales REP 1 300 MWe en France avec sa stratégie industrielle, sont réunies en 2021.
Tout d’abord, compte tenu des études et travaux déjà effectués, notamment pour le remplacement de composants et la maîtrise du vieillissement des matériels, le Groupe a un niveau d’assurance suffisant quant à la capacité technique des installations 1 300 MWe à fonctionner au moins 50 ans. Ceci est également conforté par le benchmark international.
Par ailleurs, le Groupe progresse avec l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) sur son programme du réexamen périodique pour la quatrième visite décennale du palier 1 300 MWe (VD4 1 300 – projet inclus dans le programme Grand Carénage). Ce programme suit une méthodologie de travail et vise des ambitions, tout particulièrement en matière de sûreté, analogues au quatrième réexamen périodique du palier 900 MWe dont il tire bénéfice des enseignements. En Décembre 2019, l’ASN, dans sa réponse au Dossier d’Orientation du Réexamen associé aux quatrièmes visites décennales des réacteurs de 1 300 MWe, y indiquait globalement son accord avec les thèmes retenus et engagements pris par l'entreprise pour la réalisation des VD4.
Surtout, l’accord de l’ASN publié en février 2021 sur la partie générique de la poursuite de fonctionnement des réacteurs 900 MWe pour les dix ans suivant leur quatrième réexamen périodique, et la réussite industrielle des premières occurrences des quatrièmes visites décennales des tranches du palier 900 MWe (après la tête de série Tricastin 1 en décembre 2019, Bugey 2 et Bugey 4 ont franchi le cap des 40 ans d’exploitation et redémarré après la réussite de leur quatrième visite décennale sur le premier semestre 2021, et Tricastin 2 sur le deuxième semestre 2021) renforcent la confiance d’EDF dans la pertinence et la maîtrise de son programme pour le palier 1 300 MWe.
Au terme de sa VD4, le palier REP 1 300 MWe aura ainsi atteint un niveau de sûreté se rapprochant de celui fixé pour l’EPR.
De plus, la prolongation du palier 1 300 MWe au-delà de 40 ans, présente une rentabilité élevée, même en cas de scénarios de prix long terme dégradés et dans différents scénarios de sensibilité.
Enfin, un fonctionnement des tranches 1 300 MWe à 50 ans est compatible avec les dispositions de la loi Énergie Climat du 8 novembre 2019 (50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité en 2035) et le décret d’adoption de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie du 21 avril 2020. L’étude réalisée par RTE à la demande du gouvernement sur des scénarios de mix électrique permettant d'atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050, intitulée « Futurs Énergétiques 2050 » dont le rapport d’étape a été publié en juin 2021 et dont les principaux résultats de l’étude ont été publiés le 25 octobre 2021, constate un besoin important de capacité de production décarbonée, et retient dans tous ses scénarios pour la période post-2035 une hypothèse de poursuite d’exploitation du parc existant au-delà de 50 ans, avec des fermetures s’échelonnant entre 50 et 60 ans.
Compte tenu de l’ensemble de ces facteurs, le Groupe considère que la meilleure estimation de la durée d’amortissement des centrales du palier 1 300 MWe est aujourd'hui de 50 ans. Cette estimation comptable ne préjuge pas des décisions d'autorisation de poursuite d’exploitation qui seront données tranche par tranche par l’Autorité de sûreté nucléaire après chaque visite décennale, comme prévu par la loi et comme c’est déjà le cas aujourd’hui.
Le Groupe a ainsi procédé à ce changement d’estimation comptable au 1er janvier 2021, pour l’ensemble des centrales du palier 1 300 MWe.
Ce changement d’estimation, mis en œuvre de façon prospective, a les conséquences suivantes sur les états financiers du Groupe au 31 décembre 2021 :
Au global, les différents effets viennent augmenter le résultat avant impôt de l'exercice de 559 millions d’euros, et le résultat net part du Groupe consolidé de 405 millions d’euros.
L’augmentation significative en 2021 des prix de marché de l’électricité, ainsi que du gaz, particulièrement sur le deuxième semestre et plus encore sur le dernier trimestre a eu différents effets sur les états financiers du Groupe, affectant la comparabilité des comptes sur différentes dimensions, que les différentes notes annexes s’attachent à mettre en exergue. À titre illustratif, sur la France, l’augmentation des moyennes des prix spot électricité en base est de l’ordre de 240 % entre 2020 et 2021, et celle des contrats annuels à terme en base est de l'ordre de 113 % entre 2020 et 2021.
Les principaux postes concernés sont les suivants, de façon non exhaustive :
De façon générale, les niveaux de prix élevés ont eu des impacts significatifs à la hausse sur le chiffre d’affaires (voir note 5.1.2) et les achats de combustibles et d'énergie (voir note 5.2). La marge de trading au sein du chiffre d’affaires a pu bénéficier de la volatilité et des niveaux de prix élevés des énergies.
La profitabilité de certaines entités du Groupe a été en revanche pénalisée par des achats d’électricité à des prix très élevés sur les marchés en fin d’année, en fonction de leur propre équilibre offre-demande, prix qui n’ont pu être que partiellement répercutés sur les prix de ventes aux clients finals en 2021, en fonction des différents systèmes régulatoires en place, le cas échéant : c’est en particulier le cas pour les segments France – Activités de production et de commercialisation ; Royaume-Uni ; et dans une moindre mesure notamment pour les segments Autre International – Belgique ; France – Activités régulées (coût des achats de pertes) (voir note 5).
La note 23 indique par ailleurs les mesures annoncées à ce jour par le gouvernement français, ainsi que britannique, pour limiter les effets de la hausse des prix de marché sur les consommateurs en 2022.
