Durées d’amortissement des centrales à charbon en France
Dans le contexte de la loi Énergie et Climat du 8 novembre 2019, les dates de fin d'amortissement des deux centrales à charbon du Havre et de Cordemais ont été modifiées au 1er juin 2019, sur la base d’une fermeture de la centrale du Havre au 1er avril 2021 et d’une poursuite de la centrale de Cordemais jusqu’en 2026 prenant en considération une reconversion à la biomasse dans le cadre du projet Écocombust.
Le 31 mars 2021, la centrale du Havre a été mise à l’arrêt définitivement.
Le 8 juillet 2021, EDF a annoncé avoir pris la décision d’arrêter le projet Éco combust de développement d’un combustible à base de bois « déchets », dit de classe B, alternatif au charbon, les conditions de la poursuite du projet n’étant pas réunies : le coût du projet qui ne permettait pas de garantir un prix attractif du produit final et le retrait récent de notre partenaire industriel.
EDF avait initié le projet Écocombust en 2015. Depuis fin 2018, le projet consistait à la fois à adapter la centrale de Cordemais à ce combustible alternatif et à produire des granulés sur site en y créant une usine de production dédiée. EDF a mené avec succès des études de faisabilité technique et environnementale.
Le caractère très innovant et le manque de retour d’expérience sur ce type de produit, ainsi que l’envolée récente des prix des matières premières, ont pénalisé l'économie du projet. De plus, le partenaire avec lequel EDF avait ouvert les discussions concernant le traitement des effluents de l’usine de production de granulés a décidé de se retirer du projet. Ce retrait entrainant un retard dans la date de mise en service industrielle à 2024, la centrale de Cordemais n’aurait pas pu produire de l’électricité via un combustible alternatif au charbon sur la période 2022/2024.
La centrale va continuer à fonctionner jusqu’en 2024, voire 2026, afin de répondre aux besoins du système électrique exprimés par RTE et dans le respect des dispositions de la loi Énergie et Climat qui permet une exploitation de la centrale à pleine puissance limitée à environ 750 heures par an. La date de fin d'amortissement est ainsi maintenue, à ce stade, à 2026, mais le plan d'amortissement a été accéléré à compter du second semestre 2021 afin de tenir compte des nouvelles modalités de fonctionnement envisagées. Les dépenses investies dans le cadre du projet Écocombust ont par ailleurs été dépréciées au 30 juin 2021.
La gestion intégrée et l’interdépendance des différents moyens de production (nucléaires, thermiques et hydrauliques) constitutifs du parc, indépendamment de leurs capacités techniques maximales, ont conduit EDF à le considérer sous la forme d'une seule et unique UGT.
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, 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, décrite en note 1.6, 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, EDF retient l'hypothèse, dans son modèle de référence, d’une durée de vie à 50 ans des centrales en exploitation, la stratégie d’EDF 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 – voir note 2.1.2 (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 41). 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.
