EDF_DOCUMENT_REFERENCE_2017

ÉTATS FINANCIERS Compte de résultat

Hypothèses générales La note 1.3.15 explique la méthodologie retenue par le Groupe pour réaliser les tests de dépréciation. Les CMPC sur les pays de référence sont globalement en baisse par rapport au 31 décembre 2016 (baisse plus ou moins marquée selon les pays, de l’ordre de 10 à 70 points de base). Sur les pays cœur de la zone euro (en particulier France et Belgique), la légère diminution du CMPC s’inscrit notamment dans la tendance baissière des taux sans risque ces dernières années. Pour les autres pays de la zone euro (notamment l’Italie), la baisse plus marquée du CMPC reflète l’évolution positive du risque pays. Les résultats des tests font l’objet d’analyses de sensibilité au taux d’actualisation dont les principaux résultats sont détaillés ci-dessous. L’environnement de marché en 2017 reste dégradé et volatil, dans le prolongement des conditions observées depuis 2015. La faiblesse des prix de marché de l’électricité et des matières premières, ainsi que du CO 2 , pèse sur la rentabilité des actifs de production traditionnels (essentiellement thermiques) et l’introduction récente des mécanismes de capacité, sous différentes modalités selon les pays, ne permet pas à ce stade de rétablir une rémunération suffisante pour ces moyens de production. Toutefois, sur l’horizon de marché, les prix forward sont en légère amélioration par rapport aux niveaux de prix retenus dans le cadre du PMT précédent. Sur l’horizon moyen et long terme, la vision des fondamentaux est relativement stable par rapport à l’an dernier. La trajectoire des prix des combustibles et de l’électricité retenue dans le cadre des tests de dépréciation ressort légèrement en deçà de celle retenue l’an dernier, excepté au Royaume-Uni où les trajectoires de prix exprimées en livres sterling sont légèrement supérieures à celles retenues l’an dernier. S’agissant d’hypothèses structurantes pour la détermination de la valeur recouvrable et en conséquence, des résultats des tests de dépréciation, des analyses de sensibilité sont réalisées sur les courbes de prix long terme. À fin 2017, le contexte macroéconomique présenté ci-avant n’introduit pas de nouveau risque majeur pour le Groupe par rapport à ceux déjà appréhendés dans les états financiers des derniers exercices ; les dépréciations constatées traduisent des risques propres à certaines UGT ou actifs spécifiques. Pour rappel, (1 096) millions d’euros de dépréciations avaient été comptabilisées en 2015 au titre des actifs thermiques d’EDF Energy (principalement centrales à charbon et stockages gaz, dans une moindre mesure CCGT) traduisant la faiblesse des niveaux de spread, de volatilité et des revenus complémentaires générés par le mécanisme de capacité. Des risques additionnels avaient également été identifiés en 2016 pour un montant de (44) millions d’euros. Au 31 décembre 2017, la persistance d’un environnement de marché dégradé pour les centrales charbon (baisse des clean dark spread et résultats des enchères de capacité en deçà des attentes) et pour les stockages gaz (niveaux de volatilité durablement bas) a conduit le Groupe à revoir la stratégie associée à ces actifs conduisant à des décisions de fermeture anticipée, de cession ou de mise sous cocon. Ainsi, les durées d’exploitation des centrales charbon de Cottam et West Burton A ont été réappréciées et fixées à 2019 et 2021, respectivement, en cohérence avec les résultats des dernières enchères de capacité. Les changements d’hypothèses relatifs à l’utilisation par le Groupe de ces actifs conduisent à déprécier intégralement leur valeur comptable résiduelle à fin 2017, soit (188) millions d’euros. La mise à jour du test de dépréciation de la centrale CCGT de West Burton B conduit à mettre en évidence un excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable. Étant considéré à ce stade que le résultat du test ne traduit pas nécessairement une amélioration pérenne des perspectives de rentabilité de l’actif, il n’a pas été effectué de reprise partielle de la dépréciation qui avait été enregistrée en 2015 sur cet actif pour un montant de (216) millions d’euros. Une variation de 5 % des clean spark spread aurait un impact d’environ 5 % sur la valeur recouvrable du CCGT West Burton B, sans remise en cause d’un excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable. Royaume-Uni – EDF Energy Actifs thermiques et de stockage gaz

Actifs nucléaires (centrales en exploitation et projet Hinkley Point C) La valeur recouvrable des actifs nucléaires existants (7 centrales) est déterminée en actualisant les flux futurs de trésorerie sur la durée de vie des actifs avec l’hypothèse d’un allongement de 20 ans de la centrale de Sizewell B de type REP (pour mémoire, la prolongation des durées d’exploitation des autres centrales de type RAG a déjà été actée par l’autorité de sûreté britannique, les extensions les plus récentes ayant été annoncées en février 2016). La valeur recouvrable du parc nucléaire d’EDF Energy est en amélioration par rapport à 2016, en lien avec les trajectoires de prix long terme légèrement plus favorables, et significativement supérieure à la valeur comptable des actifs. Les sensibilités menées sur la courbe de prix de référence ne remettent pas en cause l’existence d’un excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable, issu du test de dépréciation. Le goodwill d’EDF Energy s’élève à 7,6 milliards d’euros au 31 décembre 2017 (soit 6,7 milliards de livres sterling). 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 du projet de construction de deux EPR d’une durée de vie de soixante ans sur le site d’Hinkley Point, projet ayant donné lieu à signature des contrats définitifs le 29 septembre 2016. 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 test tient compte de la revue des coûts du projet (cf. communiqué de presse du 3 juillet 2017) et intègre donc désormais un coût à terminaison du projet (hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1 livre = 1,23 euro) de 19,6 milliards de livres sterling 2015, soit une augmentation de 1,5 milliard de livres par rapport aux évaluations précédentes, avec le maintien d’une livraison de la tranche 1 fin 2025. Cette estimation intègre la réussite de plans d’actions opérationnels, en partenariat avec les fournisseurs. Les surcoûts (nets des plans d’actions) estimés résultent essentiellement d’une meilleure appréhension du design, adapté aux demandes des régulateurs, du volume et du séquencement des travaux sur site et de la mise en place progressive des contrats fournisseurs. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est désormais estimé à environ 8,5 % contre environ 9 % initialement. Sur ces bases révisées, l’excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable d’EDF Energy reste significatif au 31 décembre 2017. La revue de projet identifiait par ailleurs un risque de report de la livraison (COD) estimé à 15 mois pour la tranche 1 et à 9 mois pour la tranche 2, induisant un coût supplémentaire potentiel de l’ordre de 0,7 milliard de livres sterling 2015, et dans cette hypothèse un TRI pour EDF d’environ 8,2 %. Ce risque de report et de surcoût associé réduirait la marge du test d’EDF Energy d’environ 20 %. Des sensibilités plus dégradées ont également été conduites à titre illustratif, avec par exemple, un décalage de la mise en service de 4 ans et un surcoût associé de 4 milliards de livres sterling par rapport au nouveau business plan de référence, ne remettant pas en cause la valeur comptable d’EDF Energy. D’autre part, d’autres actifs dont un actif immobilier ont été dépréciés pour 58 millions d’euros. Par ailleurs, si le Brexit n’a pas d’impact immédiat sur les tests de dépréciation des actifs d’EDF Energy puisque la majorité des flux (recettes, coûts, investissements) ainsi que les actifs sont libellés en livres sterling, les conséquences à plus long terme restent encore difficiles à anticiper eu égard aux incertitudes relatives au calendrier et aux modalités de sortie du Royaume-Uni de l’Union européenne. Le Groupe suivra l’évolution des taux de rendement exigés par les investisseurs ainsi que l’évolution des prix des combustibles, des prix du CO 2 et des données macroéconomiques comme la croissance du PIB, qui pourraient avoir des incidences potentielles sur les courbes de prix. Italie – Edison S’agissant d’un actif incorporel à durée de vie indéterminée, la marque « Edison », reconnue lors de la prise de contrôle en 2012 pour un montant de 945 millions d’euros, a fait l’objet d’un test de dépréciation qui ne conduit pas à identifier un risque de perte de valeur. Le test a été réalisé en utilisant la méthode du taux de redevance du chiffre d’affaires.

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EDF I Document de référence 2017