Document d'Enregistrement Universel 2021

Hypothèses générales

De façon générale, lors de la clôture semestrielle 2021, dans un contexte suivant un exercice 2020 marqué par la crise sanitaire, les conditions de marché et la performance opérationnelle des entités du Groupe sur 2021 n’avaient pas conduit à l'identification d’indices de pertes de valeur. Certaines situations spécifiques avaient néanmoins nécessité la réalisation de tests de dépréciation et conduit à constater des pertes de valeur sur des actifs isolés pour un montant de (502) millions d’euros au 30 juin 2021, principalement relatives au parc nucléaire britannique en exploitation d’EDF Energy, ainsi qu’en France notamment à certaines installations photovoltaïques d’EDF Renouvelables et à la centrale de Cordemais suite à l’abandon du projet Écocombust.

Au 31 décembre 2021, 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 goodwill et actifs incorporels.

Prix de l’électricité

Sur l’horizon de marché (généralement trois ans), les prix forward retenus dans les tests correspondent aux prix de marché constatés à fin décembre y compris couvertures, qui dans une plus grande mesure encore de ce qui avait été constaté à la clôture de juin, sont en hausse significative par rapport aux niveaux des prix forward observés fin 2020 et ce sur l’ensemble des zones géographiques.

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 scénarios à long terme établis pour les prix de l’électricité dans les différents pays dans lequel le Groupe opère s’inscrivent dans les trajectoires des objectifs européens de décarbonation, notamment dans le cadre de l’accord de Paris sur le climat de 2015, puis du paquet de propositions Fit for 55 de juin 2021, établissant un objectif de réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2030 par rapport à leurs niveaux de 1990. Les scénarios retenus intègrent ainsi en particulier des prix du CO₂ élevés permettant de décarboner la production électrique en Europe et plus globalement l’économie avec une électrification des usages. Pour autant, et à ce stade, les scénarios retenus pour les tests de dépréciation ne retiennent pas en référence l’atteinte de la neutralité carbone en Europe à horizon 2050.

Les courbes de prix long terme du scénario 2021 progressent jusqu’en 2040 puis baissent légèrement du fait du développement projeté des nouvelles générations de centrales à Cycle Combiné Gaz (CCG). Par rapport au scénario 2020, les courbes long terme sont en augmentation jusqu’à l’horizon 2040, avec une hausse de la valeur moyenne du ruban de l’électricité de + 5 à + 10 €/MWh dans les quatre pays principaux (France, Royaume-Uni, Italie, Belgique), puis une légère inversion de tendance est projetée pour la dernière décennie jusqu’en 2050, d’ampleur plus limitée (- 1 à - 5 €/MWh). Cette évolution est expliquée par plusieurs facteurs :

• une trajectoire haussière des prix des quotas de CO₂ dans le cadre de l’ETS, intégrant les engagements plus contraignants de l’Union européenne dès le début d’horizon sur les réductions nettes d’émissions de gaz à effet de serre dès 2030 et visant la neutralité carbone à 2050. L’effet haussier du CO₂ sur l'électricité est amoindri en fin d’horizon par le développement des actifs CCG avec Carbone Capture Storage dont les coûts variables pour leur plus grande part ne dépendent plus des émissions carbone grâce au stockage du CO₂ ;
• des prix du gaz en Europe en baisse sur la fin d’horizon, comparés au scénario 2020, du fait d’une révision à la baisse des imports à long-terme avec la pénétration plus forte des énergies renouvelables dans les mix électriques (notamment en Europe, en Chine et au Japon) et une révision à la hausse des hypothèses d’offre de GNL dans des régions avec des ressources à bas coût (notamment en Russie et au Qatar) ;
• 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 en lien avec des mesures d’efficacité énergétique accrue, cette tendance se corrigeant 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.

Par ailleurs, concernant les hypothèses relatives aux mécanismes de capacité, de manière générale dans les pays européens, la rémunération hors marché nécessaire est vue en hausse par rapport au scénario 2020 en raison de la révision à la baisse de la rentabilité sur le marché EOD (Équilibre Offre Demande) des actifs de production de pointe, en lien notamment avec la révision à la hausse du prix du CO₂. Ces actifs se voient contraints de trouver leur équilibre économique avec d’autres sources de revenus pour assurer leur maintien sur le réseau. La rémunération de capacité et les services système par exemple font partie de ces revenus complémentaires. Cette Tendance structurelle concerne également la France, où une récupération de marge est toutefois attendue en 2026, avec l’arrivée de nouvelles capacités ces prochaines années, notamment avec la mise en service du premier parc éolien maritime, de l'EPR de Flamanville, et du CCG de Landivisiau.

Taux d’actualisation

Les taux d’actualisation retenus pour les tests sont en baisse par rapport au 31 décembre 2020 pour l’ensemble des pays de la zone euro et le Royaume-Uni.

Cette évolution est due à la tendance baissière des taux sans risque malgré une remontée en fin d’année, combinée à une augmentation du taux de l’impôt sur les sociétés agissant du Royaume-Uni. Pour l’Italie, la prime de risque souverain qui avait été augmentée en juin 2020 au regard du contexte spécifique du pays diminue, du fait du resserrement des taux constatés sur les marchés, ce qui conduit à une baisse plus marquée des CMPC.

La baisse des principaux CMPC retenus dans le cadre des tests par rapport au 31 décembre 2020 est ainsi de l’ordre de 10 à 30 points de base pour la France, le Royaume-Uni et la Belgique et de 50 points de base sur l’Italie. Les résultats des tests font l’objet d’analyses de sensibilité au taux d’actualisation.

Au 31 décembre 2021, 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.