EDF / Document de référence 2018

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 stables par rapport au 31 décembre 2017. Sur les pays cœur de la zone euro (en particulier France et Belgique), l’effet de la diminution des taux d’impôts est compensé par l’évolution légèrement en baisse des taux sans risque et du risque pays. Au Royaume-Uni et en Italie, les CMPC restent stables malgré les impacts des réformes fiscales, les primes de risque pays sont maintenues à un niveau identique à 2017. Les résultats des tests font l’objet d’analyses de sensibilité au taux d’actualisation. L’environnement de marché en 2018 est en nette amélioration par rapport à 2017 avec des prix de marché de l’électricité en forte augmentation. Les prix des matières premières se sont accrus en 2018 même si la hausse s’est ralentie sur le second semestre. Les prix du CO 2 ont également connu une augmentation significative, notamment sous l’impulsion de la Market Stability Reserve. Sur l’horizon de marché, les prix forward sont également en nette hausse par rapport aux niveaux de prix retenus dans le cadre du PMT précédent. En revanche, sur l’horizon long terme, la vision des fondamentaux est en baisse par rapport à l’an dernier, le scénario de référence intégrant de façon plus marquée les objectifs environnementaux, notamment européens, avec pour conséquence une réduction de la demande en énergies fossiles. Les trajectoires des prix des combustibles et de l’électricité retenues dans le cadre des tests de dépréciation ressortent ainsi dans les différents pays cœur en deçà de celles retenues l’an dernier malgré les impacts du mécanisme de l’ETS (EU Émissions Trading System) avec une baisse plus marquée au Royaume-Uni en raison d’une prudence accrue sur le maintien dans le temps du Carbon Price Support. S’agissant d’hypothèses structurantes pour la détermination de la valeur recouvrable des analyses de sensibilité sont réalisées sur les courbes de prix long terme dans le cadre de la réalisation des tests de dépréciation. Par ailleurs, la mise en œuvre de mécanismes de capacité, sous différentes modalités selon les pays, reste un moyen incertain pour rétablir une rémunération suffisante pour certains actifs de production. Ainsi, ce mécanisme n’est toujours pas adopté en Italie. Au Royaume Uni, le marché de capacité britannique est suspendu depuis le 18 novembre 2018 suite à une décision de la Cour européenne de Justice concluant à sa non-conformité aux règles européennes relatives aux Aides d’État ; le test effectué prend en compte la mise en place d’un nouveau système à partir du deuxième semestre 2019, hypothèse cohérente avec l’objectif du gouvernement Britannique de tenir de nouvelles enchères pour l’été 2019 avec une livraison en 2019/2020. À fin 2018, 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 exercices précédents ; les dépréciations constatées traduisent des risques propres à certaines UGT ou actifs spécifiques. Royaume-Uni – EDF Energy Marque British Energy La marque British Energy est désormais intégralement dépréciée au 31 décembre 2018, les perspectives d’utilisation ou de cession étant aujourd’hui très limitées. Actifs thermiques Pour rappel, des dépréciations significatives ont été enregistrées ces dernières années sur les différents actifs thermiques du Groupe en Angleterre, conduisant en particulier à une valeur nette comptable quasi-nulle pour les centrales au charbon et les stockages gaz. Les investissements réalisés pour les centrales au charbon de Cottam et West Burton A ont été totalement dépréciés pour un montant de (16) millions d’euros en cohérence avec les décisions prises en 2017 de fermeture anticipée des centrales. Le 7 février 2019, EDF Energy a annoncé la fermeture de la centrale au charbon de Cottam. Au 31 décembre 2018, la suspension temporaire du mécanisme de capacité et, sur le long terme, des perspectives plus basses sur les prix de capacité et sur les clean spark spreads par rapport à la vision fin 2017 conduisent à enregistrer une dépréciation complémentaire de la valeur de la centrale au gaz de West Burton B (CCGT) de (106) millions d’euros. La valeur de cet actif est sensible aux variations de prix ; ainsi une variation de 5 % des clean spark spread aurait un impact d’environ 5 % sur la valeur recouvrable du CCGT West Burton B.

Actifs nucléaires (centrales en exploitation et projet Hinkley Point C) et Goodwill 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 technologie 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). Le niveau de production retenue pour le test est en ligne avec la haute disponibilité du parc nucléaire atteinte ces dernières années, l’exercice 2018 ayant connu un niveau de production décalé à la baisse en raison de certains événements spécifiques. La valeur recouvrable du parc nucléaire d’EDF Energy diminue par rapport à 2017, majoritairement en lien avec les trajectoires de prix long terme en baisse, mais reste supérieure à la valeur nette comptable des actifs. Une variation de 5 % des prix de l’électricité par rapport à la trajectoire retenue dans le cadre du test aurait un impact de 14 % sur la valeur recouvrable de l’actif sans remise en cause de la marge du test. Le goodwill d’EDF Energy s’élève à 7,6 milliards d’euros au 31 décembre 2018 (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. De même qu’au 31 décembre 2017, le test tient compte des dernières estimations des coûts du projet (cf. communiqué de presse du 3 juillet 2017) c’est-à-dire 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. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF est estimé à environ 8,5 % (contre environ 9 % initialement). Hormis les éléments rappelés ci-avant s’agissant des perspectives de prix de moyen et de long terme, la valeur recouvrable d’EDF Energy intègre également en 2018 des hypothèses en diminution sur le niveau de marges à l’aval, en lien avec la mise en place du cap sur le Standard Variable Tariff et à plus long terme, de taux de marge jugés relativement limités sur le marché britannique. Sur ces bases, l’excédent entre la valeur recouvrable et la valeur comptable d’EDF Energy reste significatif au 31 décembre 2018. S’agissant d’HPC, la revue de projet identifiait par ailleurs un risque de report de la livraison (Commercial Operations Date) 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. 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.

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