Pour rappel, des dépréciations significatives ont été enregistrées ces dernières années sur les différents actifs thermiques du Groupe au Royaume-Uni, conduisant à reconnaître une valeur nette comptable quasi-nulle pour les actifs restants.
Au 31 décembre 2020, les investissements nécessaires réalisés pour le site destockage gaz de Hole House et Hill Top ont été totalement dépréciés pour un montant de (13) millions d’euros.
S’agissant des actifs charbon, la centrale de Cottam est fermée depuis septembre 2019 et le Groupe fermera sa dernière centrale au charbon au Royaume-Uni, la centrale de West Burton A, en septembre 2022.
S’agissant de la cession de sa centrale au gaz de West Burton B (CCGT) annoncée à la fin du 1er semestre, celle-ci a été effective le 31 août 2021. Pour rappel, cette centrale avait fait l’objet de dépréciations à différentes reprises depuis sa mise en service en 2013, principalement en lien avec l’évolution défavorable des spark spread et le niveau insuffisant des revenus complémentaires générés par le mécanisme de capacité. La dépréciation de faible montant constatée à la clôture semestrielle, complémentaire par rapport aux dépréciations antérieurement comptabilisées, a fait l’objet d’une reprise sur le second semestre, suite au calcul de prix définitif établi dans le cadre des comptes de closing.
À fin décembre 2021, le Groupe n’a quasiment plus d’activité charbon ou gazière au Royaume-Uni confirmant ainsi sa volonté d’être proactif en matière de décarbonation de la production d’électricité.
Malgré plusieurs signaux positifs suite à la sortie de la crise sanitaire, ce segment est pénalisé par la crise actuelle sur le marché de l’énergie britannique ayant conduit à plusieurs reprises l’OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets) à décider la mise en œuvre du dispositif de fournisseur de dernier recours, ce qui s'est traduit pour EDF Energy par la reprise des comptes clients de Green Network Energy, Utility Point et Zog Energy, ainsi que l’interdiction pour les fournisseurs de répercuter la forte hausse des prix des matières premières sur le plafond du tarif SVT (Standard Variable Tariff) résidentiel de l’hiver 2022 en raison de la méthodologie tarifaire. À long terme néanmoins, les perspectives de marge sont confirmées pour le BtoB et pour le BtoC et ce secteur reste relativement insensible aux scénarios de prix, les coûts de l’énergie de gros ayant tendance à être répercutés sur les consommateurs sur le long terme. La valeur recouvrable est ainsi en diminution par rapport à 2020, tout en bénéficiant d’un effet favorable lié à la baisse du CMPC. Des analyses de sensibilité ont été menées sur des réductions de marge à long terme plus importantes et des pertes de parts de marché, montrant ainsi la sensibilité de cette UGT à ces paramètres, cette UGT ayant par ailleurs peu d'actifs immobilisés (principalement des systèmes d’information).
La valeur recouvrable des actifs nucléaires existants est déterminée en actualisant les flux futurs de trésorerie sur la durée de vie des actifs. Elle intègre l’hypothèse de l’allongement de 20 ans de la durée d’exploitation de la centrale de Sizewell B de technologie REP, conformément à la stratégie du Groupe. Elle intègre également les décisions de fermeture anticipée de certaines tranches AGR prises ces dernières années, tout d’abord celle des tranches de Hunterston intervenue le 7 janvier 2022 et celle de Hinkley Point B prévue au plus tard le 15 juillet 2022, conformément aux communications faites par le Groupe respectivement le 27 août 2020 et le 19 novembre 2020. Elle intègre également l’impact de la décision de la mise en phase de déchargement immédiate du combustible de la centrale nucléaire AGR de Dungeness B prise le 7 juin 2021, la centrale étant en arrêt prolongé depuis septembre 2018, et enchaînant depuis une série de difficultés techniques spécifiques et continues (soit une perte de valeur de 445 millions d’euros déjà constatée dans les comptes du 30 juin 2021). Le test réalisé au 31 décembre 2021 intègre désormais également la décision prise en décembre 2021 d’avancer les dates de fin de production des centrales Torness et Heysham 2, passant ainsi leur date de fermeture du 31 mars 2030 au 31 mars 2028. La durée d’exploitation des deux centrales AGR de Hartlepool et Heysham 1 reste fixée à 2024.
Avec des perspectives de prix de marché plus élevés mais volatiles, et en tenant compte de possibles aléas de production sur les centrales AGR au vu de l'historique récent, les résultats du test conduisent au maintien des dépréciations enregistrées lors des clôtures précédentes.
La valeur recouvrable est sensible aux hypothèses de prix, ainsi une variation des prix de +/- 5 % sur tout l’horizon par rapport au scénario retenu dans le test, toutes choses égales par ailleurs, aurait un impact de +/- 500 millions de livres sterling sur le test. Les hypothèses de production retenues ont également une forte influence sur le calcul, une révision des perspectives de +/- 5 % sur tout l’horizon conduirait toutes choses égales par ailleurs à une variation de +/- 700 millions de livres sterling sur la valeur recouvrable. Par ailleurs, une augmentation de 50 points de base du taux d’actualisation conduirait à une baisse de la valeur recouvrable de l'ordre de 200 millions de livres sterling.
Suite à l’arrêt anticipé de la production de la centrale Dungeness, à l’arrêt imminent de la production des centrales Hunterston et Hinkley Point B et à l’option exercée par le gouvernement britannique (voir note 15.2.1), qui confirment que EDF procédera au déchargement du combustible des centrales et au transfert de propriété des sites au gouvernement britannique, une revue d’expert des terrains adjacents à chaque centrale nucléaire, appelés terrains non opérationnels, a été effectuée. Les travaux conduisent à enregistrer une dépréciation de différents terrains détenus par EDF Energy pour un total de 226 millions de livres.
Le goodwill d’EDF Energy s’élève à 8,1 milliards d’euros au 31 décembre 2021 (soit 6,8 milliards de livres sterling). Il résulte principalement de l’acquisition de British Energy en 2009.
La valeur recouvrable d’EDF Energy est déterminée en actualisant les flux futurs de trésorerie sur la durée de vie attendue des actifs, en tenant compte des deux EPR d'une durée de vie de soixante ans en cours de construction sur le site de Hinkley Point, projet ayant donné lieu à signature des contrats définitifs le 29 septembre 2016. Les flux futurs de trésorerie relatifs à ces centrales sont déterminés par référence au « Contract for Difference » (CfD) conclu entre le Groupe et le gouvernement britannique. Le CfD introduit des prix stables et prévisibles pour EDF Energy sur un horizon de 35 ans à compter de la date de mise en service des deux EPR : si les prix de marché se situent en dessous du prix d’exercice du CfD, EDF Energy recevra un paiement complémentaire. Le prix d’exercice du CfD est fixé à 92,50 £2012/MWh, et est indexé sur l’inflation britannique par le biais de l’indice des prix à la consommation (CPI) ; Ainsi pour la période d’exploitation sous CfD, les flux futurs de trésorerie intègrent une hypothèse d’inflation à long terme. Pour les vingt-cinq années d’exploitation au-delà de la période du CfD, période pour laquelle il n'existe pas de prévision de prix de marché à long terme de l’électricité au Royaume-Uni, les flux futurs de trésorerie intègrent une hypothèse d’inflation à très long terme et une hypothèse de prix basée sur le prix de l’exercice CfD fixé à 92,50 £2012/MWh, meilleure hypothèse du niveau auxquels les prix de marché pourront s’établir à cet horizon.
Le test réalisé pour la clôture du 31 décembre 2021 tient compte de la fourchette de coûts à terminaison communiquée le 27 janvier 2021, annonçant des coûts à terminaison du projet (hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1 livre = 1,23 euro) estimés entre 22 et 23 milliards de livres sterling 2015, contre une fourchette comprise entre 21,5 et 22,5 milliards de livres sterling 2015 lors de la précédente revue des coûts de septembre 2019, et le report de la livraison de la tranche 1 à mi-2026. L'amplitude de la fourchette sera fonction de la réussite des plans d’actions opérationnels à mener en partenariat avec les fournisseurs, le test de perte de valeur se positionnant en milieu de fourchette. Un examen complet des coûts et du calendrier de référence sera effectué en 2022. Une revue détaillée des différentes hypothèses du modèle sur la phase d’exploitation de la centrale a été menée en 2021, conduisant à mettre à jour notamment l’hypothèse de taux d’inflation à très long terme appliqué au prix de l’électricité. Le modèle prend par ailleurs en compte l’augmentation du taux d'impôt britannique qui doit passer à 25 % dès avril 2023 contre actuellement 19 %. Ce changement d’hypothèse appliqué, par défaut d’autre taux connu, sur toute la durée de vie du modèle a un impact significatif sur la valeur recouvrable du projet. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est ainsi désormais estimé entre 6,8 % et 6,9 % (contre une fourchette comprise entre 7,1 % et 7,2 %précédemment).
Sur ces bases révisées s’agissant du projet HPC et tenant compte également des effets défavorables précédemment explicités en particulier sur la valeur recouvrable des actifs nucléaires existants, l’excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable d’EDF Energy est en diminution modérée et reste significatif au 31 décembre 2021.
S’agissant d’HPC, le risque de report de la mise en service (Commercial Operation Date) de respectivement 15 mois pour la tranche 1 et 9 mois pour la tranche 2, induisant le cas échéant un coût supplémentaire potentiel de l’ordre de 0,7 milliard de livres sterling 2015, tel qu’exposé dans la communication du Groupe de janvier 2021, réduirait la marge du test d’EDF Energy d’environ 34 %.
