EDF présente ses comptes sociaux selon les principes et méthodes comptables définis par le règlement n° 2014-03 de l’Autorité des normes comptables (ANC) du 5 juin 2014 relatif au Plan Comptable Général en vigueur à date. Il est également fait application des « Recommandations et observations relatives à la prise en compte des conséquences de l’évènement Covid-19 dans les comptes et situations établis à compter du 1er janvier 2020 » publiées le 18 mai 2020 par l’ANC et dont la dernière actualisation date du 9 juillet 2021, ainsi que de la mise à jour de la « Recommandation ANC n° 2013-02 du 7 novembre 2013 relative aux règles d’évaluation et de comptabilisation des engagements de retraite et avantages ».
Les méthodes comptables et règles d’évaluation appliquées sont identiques à celles utilisées dans les comptes annuels au 31 décembre 2020 et tiennent compte des deux évolutions suivantes.
Cette réforme est applicable depuis le 1er janvier 2021. Les principaux taux concernés, utilisés par EDF, sont l’Eonia, le Libor USD et le Libor GBP.
La modification des taux d’intérêt effectifs consécutifs à la réforme est appliquée de manière prospective, sans impact en résultat et les relations de couverture des instruments concernés sont maintenues.
Cette réforme est sans impact significatif sur le résultat 2021 et ses effets sont principalement de nature opérationnelle (renégociation de contrats, clauses de fallback, évolution des systèmes d’information).
Compte tenu de sa position pérenne emprunteuse à taux fixe (voir note 33.1), l’essentiel de l’exposition d’EDF se concentre sur des instruments dérivés de taux utilisés pour variabiliser la dette. Sur ces instruments, les courbes de référence des contrats de collatéraux ont été modifiées pour remplacer l’Eonia par l’Ester. Ces évolutions se sont traduites par l’encaissement d’une soulte de 22 millions d'euros comptabilisée en résultat financier.
Les conventions intragroupe de trésorerie, de cash pooling et de placements de liquidité, ont été amendées sur l’exercice 2021 pour remplacer la référence à l'Eonia par l’Ester et au Libor GBP par le Sonia.
Par ailleurs, dans le cadre de son adhésion au protocole ISDA Fallback au mois de novembre 2021, le Libor GBP a été remplacé par le Sonia sur l’ensemble des instruments dérivés concernés à compter du 1er janvier 2022.
Pour le Libor USD, les opérations de remplacement seront menées dans le cadre du calendrier de cessation de sa publication, soit d’ici le 30 juin 2023.
Lors de sa réunion du 5 novembre 2021, le Collège de l’ANC a mis à jour sa Recommandation n° 2013-02 du 7 novembre 2013 relative aux règles d'évaluation et de comptabilisation des engagements de retraite et avantages similaires en introduisant un choix relatif à la répartition des droits à prestations pour les régimes à prestations définies.
En conséquence, EDF a légèrement fait évoluer la méthode d’attribution des droits pour l’évaluation des engagements relatifs aux indemnités de fin de carrière ; désormais, l’approche retenue consiste à linéariser l’acquisition de ces droits sur la période précédant l’âge de retraite. Ce changement de méthode a un impact limité dans les réserves de l’exercice (voir note 24 renvoi (2)).
L’établissement des états financiers nécessite le recours à des jugements, estimations et hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, des produits et des charges de l’exercice ainsi que pour la prise en compte des aléas positifs et négatifs existant à la date de clôture. En fonction de l'évolution des hypothèses considérées ou de conditions économiques différentes de celles existant en date de clôture, les montants qui figureront dans les futurs états financiers d’EDF pourraient différer significativement des estimations actuelles.
Dans un contexte de volatilité des marchés financiers et de l’énergie, les paramètres concourant aux estimations retenues sont fondés sur des hypothèses macroéconomiques adaptées au cycle de très long terme des actifs d’EDF.
Les principales opérations pour lesquelles EDF a recours à des estimations et jugements sont les suivantes :
Au cas particulier des durées d’amortissement de son parc de centrales nucléaires, la stratégie industrielle d’EDF est d’en poursuivre l’exploitation au-delà de 40 ans, dans des conditions optimales de sûreté et de performance.
Ainsi, depuis plusieurs années, EDF prépare la prolongation de cette durée d'exploitation et engage les investissements nécessaires dans le cadre du programme industriel dit de « Grand Carénage », dont le principe a été approuvé en Conseil d’administration en janvier 2015.
La durée d’amortissement des tranches du palier 900 MWe a été portée de 40 ans à 50 ans en 2016 (à l’exception de la centrale de Fessenheim dont les 2 tranches ont été définitivement arrêtées durant le 1er semestre 2020), les conditions techniques, économiques et de gouvernance étant réunies.
L’ASN a statué le 23 février 2021 sur les conditions de la poursuite de fonctionnement des réacteurs de 900 MWe d’EDF au-delà de leur quatrième réexamen périodique. L’Autorité considère que « l’ensemble des dispositions prévues par EDF et celles qu’elle prescrit ouvrent la perspective d’une poursuite de fonctionnement de ces réacteurs pour les dix ans qui suivent leur quatrième réexamen périodique ». Cette décision clôt la phase dite « générique » du réexamen, qui concerne les études et les modifications des installations communes à tous les réacteurs de 900 MWe, ceux-ci étant conçus sur un modèle similaire.
Après la tête de série Tricastin 1 en décembre 2019, Bugey 2, Bugey 4 et Tricastin 2 ont franchi le cap des 40 ans d’exploitation et redémarré après la réussite de leur quatrième visite décennale (VD4) sur l’année 2021. Trois visites décennales (VD4 : Dampierre 1, Bugey 5 et Gravelines 1) étaient par ailleurs en cours au 31 décembre 2021. La quatrième visite décennale de Dampierre 1 s’est achevée le 5 février 2022.
La durée d’amortissement des autres paliers (1 300 MWe et 1 450 MWe), qui sont plus récents, était, jusqu’au 31 décembre 2020, maintenue à 40 ans.
Sur l’exercice 2021, les conditions techniques, économiques et de gouvernance conduisant à un allongement de la durée d’amortissement des centrales du palier 1 300 MWe étant réunies, EDF a procédé à ce changement d’estimation au 1er janvier 2021, pour l’ensemble des centrales du palier 1 300 MWe (voir note 2.1.1 « Allongement à 50 ans de la durée d’amortissement des centrales nucléaires REP 1 300 MWe en France »).
La durée d’amortissement des tranches du palier 1 450 MWe (les quatre réacteurs de Chooz et Civaux) qui est beaucoup plus récent, est, à ce stade, maintenue à 40 ans, les conditions pour un allongement n’étant pas encore réunies.
Ces durées prennent en compte la date de recouplage au réseau faisant suite à la dernière visite décennale intervenue.
L’évaluation des provisions pour aval du cycle nucléaire, pour déconstruction et pour derniers cœurs est sensible aux hypothèses retenues en termes de procédés techniques, coûts, taux d’inflation et taux d’actualisation à long terme, durée d’amortissement des centrales en exploitation et échéanciers de décaissements.
Une réestimation de ces paramètres est effectuée à chaque arrêté des comptes afin de s’assurer que les montants provisionnés constituent la meilleure estimation des coûts qui seront finalement supportés par EDF.
EDF estime que les hypothèses retenues au 31 décembre 2021 sont appropriées et justifiées. Des modifications de ces hypothèses dans le futur pourraient cependant avoir un impact significatif dans les états financiers d’EDF (voir note 28).
Les principales hypothèses et analyses de sensibilité concernant les provisions nucléaires sont présentées en note 28.5.
