Les enjeux climatiques sont pris en compte dans l’évaluation des actifs à long terme du Groupe au travers des tests de dépréciation. En particulier les scénarios à long terme retenus pour les prix de l’électricité dans les différents pays dans lesquels le Groupe opère, s’inscrivent dans les trajectoires des objectifs européens de décarbonation et notamment dans le cadre de l'accord de Paris sur le climat. Comme indiqué en note 10.8, lors de l’élaboration de ces prix à long terme, l’impact des aléas climatiques est pris en compte dans les hypothèses de la demande (notamment concernant les besoins d'énergie pour le chauffage et le confort d'été), de la production renouvelable (éolien terrestre, maritime et solaire) pour tous les pays européens, apports hydrauliques et abattements environnementaux pour la production nucléaire en France. Ces chroniques climatiques sont basées sur le modèle européen EUROCORDEX et intègrent une prise en compte de l'impact du changement climatique. Cette prise en compte est volontairement prudente de façon à éviter tout biais à la sous-estimation des conséquences concrètes du changement climatique sur ces grandeurs physiques (températures, nébulosité, vitesses de vent) et donc in fine sur le système électrique européen entre 2027 et 2050. Par ailleurs, les scénarios prennent en compte les objectifs de politique publique énergie-climat, tel que l’accord de Paris à la maille mondiale, le Fit For 55 et RepowerEU à la maille européenne, ou la Stratégie Nationale Bas Carbone à la maille nationale en France. Les scénarios retenus intègrent ainsi en particulier des prix du CO2 élevés permettant de décarboner la production électrique en Europe et plus globalement l’économie avec une électrification des usages.
Le Groupe contrôle et opère des actifs de production d’électricité d’origine thermique (gaz, charbon, fioul) principalement en France et en Italie, dans une moindre mesure au Brésil, au Laos ou encore en Belgique et de façon désormais très marginale en Angleterre (depuis la cession de West Burton B en 2021, voir note 3.1.2). La valeur nette comptable des actifs concernés est de 5 milliards d'euros au 31 décembre 2022 (sans changement par rapport au 31 décembre 2021) dont 3,6 milliards d’euros en France et 1,0 milliard d’euros en Italie.
En France continentale, la production d’électricité générée par EDF à partir de son parc de centrales thermiques (CCGT, TAC, charbon) d'une valeur nette comptable de 1,8 milliard d’euros au 31 décembre 2022 (1,9 milliard d’euros au 31 décembre 2021) a représenté en 2022 environ 3,57 % de sa production totale d’électricité. Ces moyens de production fonctionnant en semi-base et pointe sont sollicités de façon variable tout au long de l’année, et permettent en situation d’équilibre offre-demande tendue de jouer un rôle significatif vis-à-vis de la sécurité du système, ce qui a été notamment le cas lors de l'hiver 2022.
En conséquence de la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) qui prévoit la fin du fonctionnement des centrales charbon, la centrale charbon du Havre (0.6 GW) a été fermée le 1er avril 2021 et la date de fin d‘activité de la centrale de Cordemais est prévue pour 2026 au plus tard.
S’agissant des cycles combinés au gaz naturel (Blénod, Martigues, Bouchain), EDF met en œuvre une modernisation de son parc afin d’en réduire les émissions de CO2, d’oxydes d’azote et d’oxydes de soufre, la centrale de Bouchain notamment présentant des émissions de CO2 de l’ordre de 360 g/kWh en moyenne.
Dans les territoires insulaires, la production électrique est principalement assurée aujourd’hui par un parc thermique fonctionnant au fioul (d'une valeur nette comptable de 1,8 milliard d’euros au 31 décembre 2022) et dans une moindre mesure par de l’hydraulique et d'autres renouvelables. Dans les territoires où la PPE le prévoira, EDF envisage d’exploiter de nouvelles centrales qui fonctionneront à la biomasse liquide ou de convertir ses centrales existantes au bioliquide.
En Italie, le parc thermique d’Edison est constitué de CCG. En cohérence avec le « Plan national pour l’énergie et le climat » qui soutient le développement de la production électrique à partir de gaz et son intégration avec la production renouvelable, Edison a initié en 2019 la construction du premier CCG de nouvelle génération sur le site de la centrale de Marghera Levante (780 MW) et en 2020 la construction d’un projet greenfield de 760 MW à Presenzano (en Campanie), utilisant la même technologie, et à faible impact environnemental (émissions de carbone inférieures de 40 % à la moyenne nationale et réduction de 70 % des émissions d’oxyde d’azote) et qui devraient respectivement être mises en service en 2023.
Depuis 2013, le Groupe a procédé à sept émissions d’obligations vertes (Green Bonds) pour l’équivalent de 9,96 milliards d’euros. Le cadre de financement (Green Bond Framework) visait la construction de nouveaux projets éoliens et solaires, des investissements de rénovation et modernisation des actifs hydroélectriques en France métropolitaine et à l’international, des projets d’efficacité énergétique et des projets de préservation de la biodiversité.
En juillet 2022, le Groupe a réalisé la 4ème évolution de son Green Bond Framework devenant un Green Financing Framework, couvrant l’intégralité de ses financements « verts ». Les projets éligibles doivent respecter les critères de la Taxonomie européenne. Son champ d’application intègre les catégories précédemment éligibles auxquelles s’ajoutent deux nouvelles catégories : les réseaux de distribution et les actifs de production nucléaire. En outre, EDF s’est engagé à communiquer avant toute émission si le produit d’une émission est destinée à financer le nucléaire. Dans ce cadre, le 5 octobre 2022 le Groupe a procédé à l’émission d’une tranche de 1,25 milliard d’euros pour financer des activités de réseaux de distribution.
Par ailleurs, ce Green Financing Framework a fait l’objet d’une revue par un tiers indépendant confirmant son respect des meilleures pratiques du marché des Green Loans (Green Loan Principles de la Loan Syndications and Trading Association).
L’allocation des fonds levés dans le cadre des obligations vertes émises par EDF fait l’objet d’une attestation de l’un des Commissaires aux comptes (voir section 6.7 du Document d’enregistrement universel 2022). Elle est disponible dans la page dédiée à la finance durable sur le site internet d’EDF.
Le 26 mai 2021, EDF a lancé une émission d’obligations sociales hybrides à durée indéterminée libellées en euros, pour un montant nominal total de 1,25 milliard d’euros.
Les fonds levés ont financé des projets éligibles tels que définis dans le Social Bond Framework du groupe EDF. Il s’agit de dépenses d’investissements engagées par EDF auprès de PME qui contribuent au développement ou à la maintenance des actifs de production ou de distribution en Europe et au Royaume-Uni.
La conformité du Social Bond Framework aux Social Bond Principles de l’International Capital Markets Association (ICMA) a été validée par un tiers indépendant.
Le 18 novembre 2022, EDF a signé un prêt bilatéral vert d’un milliard d’euros en cohérence avec le Green Financing Framework d’EDF avec CACIB. Il s’inscrit dans le programme industriel majeur du Grand Carénage qui vise à améliorer la sûreté et à poursuivre le fonctionnement des réacteurs du parc nucléaire français au-delà de 40 ans. Ses fonds seront dédiés au financement de la maintenance du parc permettant la poursuite d’une production d’une électricité très faiblement carbonée, à savoir 4g équivalent CO2 par kWh sur le cycle de vie(1).
Le groupe EDF dispose de 18 lignes de crédit bilatérales renouvelables ainsi que deux crédits syndiqués indexés sur les performances du Groupe en matière de développement durable, qui intègrent un mécanisme d’ajustement du coût du financement, dont :
(1) Selon l’étude Analyse Cycle de Vie du kWh nucléaire d’EDF publiée par EDF en 2022 et revue par des experts indépendants, https://www.edf.fr/groupe-edf/produire-une-energie-respectueuse-du-climat/lenergie-nucleaire/notre-vision/analyse-cycle-de-vie-du-kwh-nucleaire-dedf
