Au 31 décembre 2021, le goodwill de Dalkia ressort à 592 millions d’euros et résulte principalement de l’acquisition du groupe Dalkia en France aux termes de l'accord conclu avec Veolia Environnement le 25 mars 2014.
La valeur recouvrable du groupe Dalkia est déterminée sur la base des flux futurs de trésorerie projetés sur un horizon moyen terme et d’une valeur terminale représentative de la projection des flux à l’infini. La mise à jour du test au 31 décembre 2021 bénéficie de l’amélioration de certains paramètres par rapport au 31 décembre 2020, notamment le taux d’actualisation, le taux de croissance et également de l’effet favorable des perspectives de croissance de Dalkia dans le cadre du programme « France relance ». Selon les hypothèses actualisées, la valeur recouvrable reste très supérieure à la valeur à tester. Les paramètres-clés du test sont l’évaluation de la valeur terminale et le taux d'actualisation pour lesquels des analyses de sensibilité ont été menées sans remettre en cause l’excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable.
La marque « Dalkia » reconnue à l’occasion de la prise de contrôle en 2014 pour un montant de 130 millions d’euros est évaluée selon la méthode des taux de redevance du chiffre d’affaires. L’actualisation du test au 31 décembre 2021 permet de justifier sa valeur dans les comptes.
S’agissant de la filiale de services techniques Imtech au Royaume-Uni, le test réalisé, compte tenu des résultats déficitaires constatés précédemment sur cette UGT n’a pas fait apparaître de risque de perte de valeur notamment de la marque reconnue au bilan pour 86 millions d’euros. Des analyses de valeur seuil ont été réalisées pour s’assurer de la robustesse de ce résultat par rapport aux paramètres retenus.
La gestion intégrée et l’interdépendance des différents moyens de production (nucléaires, thermiques et hydrauliques) constitutifs du parc français, indépendamment de leurs capacités techniques maximales, ont conduit le Groupe à le considérer sous la forme d’une seule et unique UGT. Cette UGT n’inclut aucun goodwill.
Même en l’absence d’indicateur de perte de valeur, un test est réalisé du fait de la valeur très significative de cette UGT dans les états financiers du Groupe, et de son exposition importante aux prix de marché, depuis la disparition des tarifs réglementés dits « jaune » et « vert » au 1er janvier 2016.
La valeur recouvrable du parc de production est déterminée en actualisant les flux futurs de trésorerie selon la méthodologie usuelle du Groupe, décrite en principes et méthodes comptables sur la durée de vie des actifs, avec un CMPC après impôt de 5,1 % au 31 décembre 2021 (5,2 % au 31 décembre 2020). S’agissant des actifs nucléaires, le Groupe retient l’hypothèse, dans son modèle de référence, d'une durée de vie à 50 ans des centrales en exploitation, la stratégie du Groupe correspondant à une durée de fonctionnement d’au moins 50 ans. Il est également tenu compte des propositions de fermeture anticipée de deux tranches nucléaires 900 MWe telles qu’inscrites dans la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie.
Le test intègre les dernières prévisions concernant Flamanville 3 (dont la durée d'exploitation est prévue quant à elle pour 60 ans) établies en janvier 2022, avec un calendrier ajusté tenant compte de l’état d’avancement des opérations et de la préparation du démarrage du projet. La date de chargement du combustible est décalée de fin 2022 au second trimestre 2023 et l’estimation du coût à terminaison passe de 12,4 milliards d'euros 2015 à 12,7 milliards d'euros 2015 (hors intérêts intercalaires).
Au 31 décembre 2021, le test de dépréciation réalisé fait ressortir une valeur recouvrable en nette augmentation par rapport au 31 décembre 2020, impacté favorablement par la hausse des scénarios de prix court terme, moyen et long terme, les autres variations d’hypothèses du test ayant des impacts modérés ou mineurs.
Le test a été mis à jour en sensibilité pour évaluer l’effet des communications faites par le Groupe le 13 janvier 2022 concernant la décision par le gouvernement de l'attribution de 20 TWH complémentaires de volume d’ARENH pour 2022 au prix de 46,2 euros/MWh, ainsi que celles du 13 janvier puis du 7 février concernant la révision à la baisse de son estimation de production nucléaire pour 2022 et celle du 11 février concernant l’estimation de production nucléaire pour 2023 (voir note 23). Ces éléments viennent diminuer sensiblement la marge du test, qui reste largement positive.
Pour rappel, les hypothèses structurantes du test restent en particulier la durée de vie des actifs nucléaires, le scénario de prix de marché à long terme ainsi que le taux d'actualisation, l’évolution des coûts et des investissements et l’hypothèse de rémunération de la capacité. Chacune de ces hypothèses-clés a fait l’objet d'une analyse de sensibilité, qui ne remet pas en cause l’existence d’un excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable.
La mise à jour du test met en évidence un excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur à tester, en augmentation par rapport au 31 décembre 2020 du fait des scénarios favorables sur les prix de l’électricité ainsi que par une valorisation accrue de l’éolien du fait de l’augmentation des capacités liée aux projets validés en 2021.
Pour rappel, concernant les centrales nucléaires opérées par le groupe ENGIE dont Luminus est propriétaire à hauteur de 10,2 % (soit 419 MWe) le test intègre historiquement une durée d’exploitation jusque 2025 au plus tard selon les centrales.
Des analyses de sensibilité sont par ailleurs réalisées pour intégrer un risque de diminution de la durée de vie des concessions hydrauliques, qui ne mettent pas en évidence de risque de perte de valeur à ce titre.
Des pertes de valeur au titre des entreprises associées ont également été enregistrées au 31 décembre 2021 à hauteur de (219) millions d’euros, principalement au titre d’actifs détenus par EDF Renouvelables (voir note 12.3). Des pertes de valeur pour un montant de (189) millions d’euros avaient par ailleurs été comptabilisées au titre des entreprises associées au 31 décembre 2020.
Le traitement comptable des concessions de distribution publique d'électricité en France repose sur les contrats de concession et particulièrement sur leurs clauses spécifiques. Il prend en compte l’éventualité que le statut de concessionnaire obligé du groupe EDF et d’Enedis en particulier, puisse un jour être remis en cause.
Conformément aux contrats de concession, le concessionnaire exploite les ouvrages à ses risques et périls sur toute la durée de la concession et assume la majeure partie des risques et avantages, tant techniques qu’économiques sur la durée de vie de l’infrastructure du réseau. Le contrôle des actifs est exercé par le concessionnaire au sens d’IAS 16, et les concédants ne disposent pas des éléments déterminants qui caractérisent le contrôle des infrastructures au sens d'IFRS 12.
L’enregistrement de l’ensemble des biens de la concession est ainsi porté à l'actif du bilan, quelle que soit la maîtrise d’ouvrage (ouvrages construits ou achetés par les concessionnaires, et ouvrages remis par les concédants) et l'origine du financement, avec au passif l’enregistrement des obligations contractuelles vis-à-vis des concédants.
Les ouvrages relevant de la distribution publique d’électricité construits ou acquis par le concessionnaire sont évalués au coût de production ou d'acquisition :
Les ouvrages neufs remis par les concédants sont évalués au coût qu'aurait supporté la société si elle les avait elle-même construits.
Au cas particulier des colonnes montantes transférées au réseau public de distribution à titre gratuit, en application de l’article 176 de la loi n° 2018-1021 du 23 novembre 2018 portant évolution du logement, de l’aménagement et du numérique (loi ELAN), ces immobilisations sont évaluées conformément à l'article 213-4 du PCG à leur valeur vénale.
La contrepartie des biens neufs remis gratuitement par les concédants et des colonnes montantes transférées dans le cadre de la loi ELAN figure au passif du bilan en « Passifs spécifiques de concessions ».
Les ouvrages de distribution (canalisations, postes de transformation) sont amortis sur une durée comprise entre 30 et 60 ans, les compteurs et installations de comptage sur une durée de 20 à 30 ans. Selon une périodicité régulière, le Groupe s’assure de la pertinence des principaux paramètres de comptabilisation des immobilisations en concession (durées d’utilité, valeurs de remplacement, mailles de gestion).
