D’une durée de 75 ans, la majeure partie des concessions échues avant 2012 a été renouvelée pour des durées de 30 à 50 ans. En revanche, pour 28 concessions échues à ce jour, l’État n’a pas encore procédé à leur renouvellement. Depuis leur date d’échéance, ces concessions se trouvent par conséquent sous le régime dit des « délais glissants », instauré par la loi. Lorsque, à la date d’expiration du contrat de concession, une nouvelle concession n’a pas été instituée, « ce titre est prorogé aux conditions antérieures jusqu’au moment où est délivrée la nouvelle concession », de façon à assurer la continuité de l’exploitation jusqu’au renouvellement effectif (art. L. 521-16 al. 3 du Code de l’énergie).
Lorsqu’une concession est exploitée sous ce régime, une redevance proportionnelle aux bénéfices dite « sur les délais glissants » est due depuis 2019. Celle-ci s’élève à 40 % du résultat normatif de la concession, tel que défini par l’article R. 523-5 du Code de l’énergie, diminué de l’impôt sur les sociétés.
Dépréciation des actifs à long terme
À chaque arrêté, EDF détermine s’il existe un indice montrant qu’un actif a pu perdre notablement de la valeur. Lorsqu’il existe un indice de perte de valeur, un test de dépréciation est réalisé selon les modalités suivantes :
- EDF mesure les éventuelles dépréciations des actifs à long terme par comparaison entre la valeur comptable de ces actifs, le cas échéant regroupés au sein de groupes d’actifs, et leur valeur recouvrable généralement calculée par la méthode des flux futurs de trésorerie nets actualisés. Lorsque cette valeur recouvrable est notablement inférieure à la valeur inscrite au bilan, une perte de valeur est comptabilisée pour la différence en « Dépréciations » ;
- les taux d’actualisation retenus s’appuient sur le coût moyen pondéré du capital de chacun des actifs ou groupes d’actifs concernés ;
- les flux de trésorerie futurs sont calculés sur la base de la meilleure information disponible à la date d’évaluation :
- pour les premières années, les flux correspondent au Plan à Moyen Terme (PMT). Sur l’horizon du PMT, les prix de l’énergie et des matières premières sont déterminés sur la base des prix forward disponibles et tiennent compte des couvertures,
- au-delà de l’horizon du PMT, les flux sont estimés sur la base d’hypothèses de long terme élaborées dans le cadre d’un processus de scénarisation mis à jour annuellement. Les prix à moyen et long terme de l’électricité sont le résultat d’une construction analytique assemblant d’une part différentes briques d’hypothèses telles que la croissance économique, le prix des matières premières (pétrole, gaz, charbon) et du CO2, la demande en électricité, les interconnexions, les évolutions du mix énergétique (développement des énergies renouvelables, capacité nucléaire installée…) et d’autre part, des modèles fondamentaux d’équilibre entre l’offre et la demande. Sur chaque objet d’hypothèse, EDF s’appuie notamment sur les analyses d’organismes externes (par exemple pour les matières premières et le CO2, qui influent au premier ordre sur le prix de l’électricité, EDF va comparer ses scénarios avec ceux d’organismes tels que l’AIE, IHS, Wood Mackenzie ou encore Aurora, sachant que chacun de ces analystes propose lui-même un cône de scénarios correspondant à des environnements macroéconomiques différents),
- les revenus liés aux mécanismes de capacité sont également pris en compte dans la valorisation des actifs de production.
Plusieurs variables sont susceptibles d’influencer significativement les calculs :
- les évolutions des taux d’actualisation ;
- les évolutions des prix de marché de l’énergie et des matières premières et de la réglementation tarifaire ;
- l’évolution de la demande et des parts de marché d’EDF ainsi que le taux d’attrition des portefeuilles clientèle ;
- la durée d’utilité des installations ou la durée des contrats de concession, le cas échéant ;
- les taux de croissance retenus au-delà des plans à moyen terme et les valeurs terminales considérées, le cas échéant.
