Les taux d’actualisation retenus pour les tests de dépréciation sont en forte hausse par rapport au 31 décembre 2021 pour l’ensemble des pays dans lesquels le Groupe est présent, avec des augmentations de 100 à 130 points de base dans le G4 (France, Grande-Bretagne, Italie, Belgique). Cette augmentation est tirée par celle des taux sans risque.
Les résultats des tests ont également fait l’objet d’analyses de sensibilité au taux d’actualisation.
L’augmentation des CMPC est au premier ordre le facteur ayant conduit à enregistrer au 31 décembre 2022 une dépréciation du goodwill d’EDF Energy à hauteur de 1 176 millions d’euros.
Pour rappel, des dépréciations significatives ont été enregistrées ces dernières années sur les différents actifs thermiques du Groupe au Royaume-Uni, conduisant à reconnaitre une valeur nette comptable quasi-nulle pour les actifs restants.
Au 31 décembre 2022, le Groupe n’a quasiment plus d’activité charbon ou gazière au Royaume-Uni.
Au cours de l'année 2022, le segment Commercialisation a été affecté par la crise du marché de l'énergie au Royaume-Uni, n’ayant pu intégralement répercuter aux consommateurs l’augmentation de ses coûts de sourcing, même si le plafond du tarif SVT (Standard Variable Tariff) résidentiel a été successivement augmenté de 54 % en avril puis de 80 % en octobre. La crise des prix de l’énergie a finalement conduit le BEIS (le ministère des Affaires, de l'Energie et de la Stratégie Industrielle) à lancer la garantie des prix de l'énergie (Energy Price Guarantee) : celle-ci protège les consommateurs de l'impact total de la hausse des tarifs unitaires, le gouvernement prenant en charge le coût au-delà d'un montant seuil (actuellement fixé à 2 500 £ mais qui passera à 3 000 £ pour la période 1er avril 2023 - 1er avril 2024). Il existe un mécanisme similaire pour les consommateurs BtoB (Energy Bill Relief Scheme), mais celui-ci prend en compte les tarifs plus complexes associés à ce marché, et il est supposé prendre fin le 31 mars 2023. Les consommateurs résidentiels ont également bénéficié d'autres aides financières accrues de la part du gouvernement, dont notamment le programme d'aide aux factures d'énergie (Energy Bills Support Scheme), dans le cadre duquel des remises de 400 £ ont été accordées par le gouvernement aux consommateurs pour les aider à régler leurs factures. Les mesures de soutien mises en place, dont le coût est principalement pris en charge par le budget de l’État, ont ainsi eu des effets limités sur la profitabilité du segment Commercialisation. Les parts de marché se maintiennent avec un taux de churn plus faible en 2022.
La valeur recouvrable du segment Commercialisation est plus élevée qu'en 2021 du fait d’une amélioration de l’EBITDA sur l’horizon PMT des activités BtoC notamment, en raison de l’effet de rattrapage lié à la crise énergétique du fait de la mise à jour des prix SVT utilisés pour fixer le prix des contrats. Cet effet est atténué par la hausse du CMPC. A long terme, 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 dans la durée.
Des analyses de sensibilité ont été menées sur des réductions de taux de marge à long terme importantes et des pertes de parts de marché, montrant ainsi la sensibilité de cette UGT à ces paramètres, celle-ci 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. Cette année est intervenue la fermeture des tranches de Hunterston le 7 janvier 2022 et celle de Hinkley Point B, le 6 juillet 2022 (R4) et le 1er aout 2022 (R3), conformément aux communications faites par le Groupe respectivement le 27 août 2020 et le 19 novembre 2020. Au 31 décembre 2022, l’UGT intègre désormais la centrale de Sizewell B de technologie REP avec l’hypothèse d’une durée d’exploitation jusqu’en 2055, les centrales AGR Torness et Heysham 2 prenant en compte la décision en décembre 2021 d’avancer leurs dates de fin d’exploitation à mars 2028 ainsi que les deux centrales AGR de Hartlepool et Heysham 1 dont la fin d’exploitation reste fixée à mars 2024.
Les perspectives de prix de marché forward en hausse significative ainsi qu’au-delà de l’horizon moyen terme sont partiellement atténuées par la mise en place de la nouvelle taxe sur les producteurs d’électricité à faible émission de carbone décidée par le gouvernement britannique (appelée « Electricity Generator Levy ») de 45 % sur les revenus supérieurs à 75 £/MWh, de janvier 2023 à mars 2028, ainsi que par l’augmentation du CMPC. Les résultats du test confirment ainsi l’appréciation durable de la marge du test, en hausse par rapport à 2021. Cela a conduit à la reprise du solde de la dépréciation antérieurement comptabilisée en juin 2020 en lien avec les difficultés de production et la forte baisse des prix de marché, à hauteur de 400 millions d’euros. Par ailleurs, une dépréciation a été constatée sur des actifs isolés (terrains non opérationnels adjacents à des centrales nucléaires) à hauteur de 120 millions d’euros.
La valeur recouvrable des actifs nucléaires en exploitation 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. Aucune de ces sensibilités prises individuellement n’est susceptible de générer un risque de perte de valeur, toutes choses égales par ailleurs.
Le goodwill brut d’EDF Energy s’élève à 7,7 milliards d’euros au 31 décembre 2022 (soit 6,8 milliards de livres sterling y compris Podpoint). 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 d’Hinkley Point. 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 CMPC déterminé pour HPC est un taux hybride qui tient compte de la spécificité des flux régulés sous CfD pendant 35 ans, puis des flux exposés aux prix de marché pour les 25 ans suivants. Le taux applicable au projet s’établit à 6,7 % au 31 décembre 2022, en augmentation de 100 points de base par rapport à 2021 où il s’établissait à 5,7 %. Le CMPC déterminé pour tester le goodwill EDF Energy tient compte des CMPC applicables aux différentes UGT composant EDF Energy (HPC, Nucléaire Existant, Commercialisation). Du fait du poids respectif des cash-flows de chacune des UGT, le taux global sur EDF Energy s’élève également à 6,7 % au 31 décembre 2022, contre 5,7 % au 31 décembre 2021.
Le Groupe a communiqué le 19 mai 2022 sur une revue du calendrier et du coût de la construction des deux réacteurs nucléaires de Hinkley Point C, menée afin de mettre à jour les hypothèses du projet du fait notamment, de l’impact des restrictions Covid-19, et du Brexit sur la chaîne d'approvisionnement et les défis en matière de ressources, tant pour les opérateurs que pour le personnel (cf. communiqué de presse du Groupe du 19 mai 2022, voir note 10.6).
Le démarrage de la production d'électricité de l'unité 1 est désormais prévu en juin 2027 contre juin 2026 précédemment (en juin 2028 pour l’unité 2 contre juin 2027 précédemment). Le coût à terminaison du projet est dorénavant estimé entre 25 et 26 milliards de livres sterling2015 contre une fourchette estimée entre 22 et 23 milliards de livres sterling2015 précédemment.
Cette communication fait également état d’un risque complémentaire de report de la mise en service de 15 mois, se traduisant par une moindre valeur recouvrable évaluée à 2,5 milliards de livres ; ce risque a été intégré dans le modèle.
