La variation des capitaux propres du 1er janvier au 31 décembre 2020 se présente comme suit :

Électricité de France (EDF ou la « Société ») est une société anonyme de droit français, domiciliée en France (22-30 avenue de Wagram, 75008 Paris).

Les comptes consolidés reflètent la situation comptable de la Société et de ses filiales (l’ensemble constituant le « Groupe ») ainsi que les intérêts du Groupe dans les entreprises associées, les partenariats qualifiés d’activités conjointes et les coentreprises pour l’exercice clos le 31 décembre 2020.

Le Groupe est un énergéticien intégré présent sur l’ensemble des métiers de l’énergie : la production d’énergie (nucléaire, hydraulique, éolienne et solaire, thermique…), le transport, la distribution, la commercialisation, le négoce, les services énergétiques, la fabrication d’équipements et d’assemblages de combustibles nucléaires ainsi que les prestations de services pour les réacteurs.

Les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2020 ont été établis sous la responsabilité du Conseil d’administration, qui les a arrêtés en date du 17 février 2021. Ces comptes ne seront définitifs qu’à l’issue de l’Assemblée générale, qui se tiendra le 6 mai 2021.

En application du règlement européen 1606/2002 du 19 juillet 2002 sur les normes internationales, les comptes consolidés du 31 décembre 2020 du groupe EDF sont préparés sur la base des règles de présentation, de reconnaissance et d’évaluation des normes comptables internationales telles que publiées par l’IASB et approuvées par l’Union européenne au 31 décembre 2020. Ces normes internationales comprennent les normes IAS (International Accounting Standards), IFRS (International Financial Reporting Standards), et les interprétations (SIC et IFRIC).

Le Groupe n'a pas anticipé l’application de normes et interprétations dont la mise en œuvre n'est pas obligatoire en 2020.

La monnaie fonctionnelle de la société mère est l’euro. Les états financiers du Groupe sont présentés en millions d’euros.

Les méthodes comptables et règles d’évaluation appliquées par le Groupe dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2020 sont identiques à celles utilisées dans les états financiers au 31 décembre 2019 à l’exception des changements des notes 1.2.1, 1.2.2 et 1.2.3 ci-après. Sont également précisés les textes adoptés par l’Union européenne et applicables à compter du 1e janvier 2021 (note 1.2.4) ainsi que ceux publiés par l’IASB mais non encore adoptés par l’Union européenne (note 1.2.5).

Les principes et méthodes comptables appliqués sont désormais détaillés dans les différentes notes concernées afin d’améliorer la lisibilité et la compréhension des états financiers.

Ces textes, adoptés le 21 avril 2020 par l'Union européenne, applicables aux regroupements réalisés à compter du 1er janvier 2020, visent à clarifier la distinction entre une acquisition d’entreprises et une acquisition d’actifs. Ils prévoient notamment la possibilité d’utiliser un test de concentration permettant de conclure qu’une entité a acquis un ou plusieurs actifs isolés, plutôt qu’une activité, lorsque la quasi-totalité de la juste valeur des actifs bruts acquis est concentrée sur un actif unique (ou un groupe d’actifs similaires). Le Groupe applique cette option à certaines acquisitions sans impact sur ses comptes au 31 décembre 2020.

Les taux d’intérêts de référence actuels (IBOR - Interbank Offered Rates) vont être remplacés par de nouveaux taux de référence alternatifs (Risk Free Rate), qui entreront en vigueur pour certains, dès 2021. Cette réforme est susceptible d’affecter notamment certains contrats commerciaux (exemple : intérêts de retard dans les contrats fournisseurs ou clients) et des instruments financiers (prêts et créances, emprunts, évaluation des contrats de location, dérivés). Les principaux taux utilisés par le Groupe et concernés par la réforme sont l’Euribor, le Libor USD et le Libor GBP.

Dans ce contexte, l’IASB a publié plusieurs amendements aux normes IFRS 9, IAS 39 et IFRS 7 qui limitent les impacts de cette réforme pour les émetteurs. Ces amendements, relatifs à la phase 1 de la réforme, adoptés le 15 janvier 2020 par l'Union européenne, et applicables depuis le 1er janvier 2020, autorisent le maintien des relations de couverture, jusqu’à ce que la transition vers les nouveaux indices soit effective, et n’entrainent pas d’impact pour le Groupe sur les comptes 2020.

Ces amendements concernent le traitement chez le preneur des compensations reçues du bailleur, en cours de contrat, via une franchise ou une réduction de loyers directement liée au Covid-19 (paiements au plus tard le 30 juin 2021). A condition qu’il n’y ait pas eu de modification substantielle des termes du contrat, ces amendements permettent au preneur de ne pas avoir à réestimer la dette à un taux d’actualisation révisé en contrepartie du droit d’utilisation et de ne pas étaler cette compensation via un amortissement du droit d’utilisation. Le preneur peut donc opter pour la comptabilisation de l’impact directement en résultat.

L’application à compter du 1er juin 2020 de ces amendements adoptés par l'Union européenne le 9 octobre 2020 n’a pas d’impact matériel sur les comptes du Groupe.

Les amendements aux normes IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 et IFRS 16 relatifs à la phase 2 de la réforme ont été adoptés le 13 janvier 2021, et seront applicables à partir du 1er janvier 2021 (de manière rétrospective).

Ils précisent notamment qu’en cas de modification des termes contractuels directement liés à la réforme des taux de référence et, qu'en application du paragraphe B5.4.5 d'IFRS 9, il n'y a pas d'impact immédiat au compte de résultat de l'exercice.

Un groupe de travail a été constitué afin d'identifier l'ensemble des instruments par taux de référence pouvant être affectés par cette réforme, d'organiser la transition d'un point de vue contractuel, organisationnel et des systèmes d'information, ainsi que de mettre en oeuvre les traitements comptables appropriés. A la clôture de l'exercice, le Groupe n'a pas identifié d'événements nécessitant l'application anticipée même partielle de la phase 2 de ces amendements.

Ces amendements modifient le traitement des éléments produits par un actif alors qu’il n’est pas encore en état de fonctionner selon l’utilisation prévue. La comptabilisation de ces produits nets issus de la vente de ces éléments en diminution du coût de l’actif n’est plus autorisée. Les produits de la vente et les coûts correspondants doivent être enregistrés dans le compte de résultat.

Sous réserve d’adoption par l’Union européenne, ces amendements seraient applicables à compter du 1er janvier 2022 et le Groupe serait concerné au titre de ses projets de construction d’installations de production d’énergie (en particulier Flamanville 3).

Lors de la détermination du caractère onéreux ou non d’un contrat, ces amendements visent à clarifier la nature des charges à inclure dans les coûts d’exécution du contrat. Il s’agit notamment des coûts marginaux, tels que les coûts de la main-d’œuvre directe et des matières, et d'autres coûts directement liés au contrat comme l’imputation de la charge d’amortissement d’une immobilisation corporelle utilisée pour l’exécution du contrat.

A date, le Groupe n’anticipe pas d’impact significatif pouvant résulter de ces amendements, qui seraient applicables à compter du 1er janvier 2022.

Le groupe n’anticipe pas d’impact significatif concernant les modifications des « Améliorations annuelles du cycle 2018- 2020 » qui seraient applicables à compter du 1er janvier 2022.

Les états financiers consolidés sont préparés sur la base du coût historique à l’exception des actifs et passifs acquis dans le cadre de regroupements d’entreprises et de certains instruments financiers, qui sont comptabilisés à la juste valeur.

La monnaie fonctionnelle d’une entité est la monnaie de l’environnement économique dans lequel cette entité opère principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale. Cependant, dans certaines entités, une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale est retenue lorsqu’elle reflète la devise des principales transactions.

Les états financiers des entités étrangères dont la monnaie fonctionnelle est différente de l’euro sont convertis en euros de la façon suivante :

Les écarts de conversion ayant trait à un élément monétaire, qui fait en substance partie intégrante de l’investissement net du Groupe dans une entreprise étrangère consolidée sont inscrits dans les capitaux propres consolidés jusqu’à la cession ou la liquidation de cet investissement net, date à laquelle ils sont inscrits en charges ou en produits dans le résultat comme les autres différences de conversion relatives à cette entreprise.

En application de la norme IAS 21, les opérations libellées en devises étrangères sont initialement converties et comptabilisées dans la monnaie fonctionnelle de l’entité concernée au cours en vigueur à la date de la transaction.

Lors des arrêtés comptables, les actifs et passifs monétaires exprimés en devises sont convertis au taux de clôture à cette même date. Les différences de change correspondantes sont comptabilisées dans le compte de résultat.

En application de l’interprétation IFRIC 22, lors du versement ou de la réception d’une avance en devises ayant un caractère non monétaire, celle-ci doit être comptabilisée au taux du jour, sans réévaluation ultérieure.

Les actifs et passifs constitutifs du besoin en fonds de roulement entrant dans le cycle normal de l’activité sont classés en courant dans le bilan consolidé. Les autres actifs et passifs sont classés en courant d’une part, non courant d’autre part, selon que leur échéance est à plus ou moins d’un an par rapport à la date de clôture.

Le compte de résultat est présenté par nature. La rubrique « Autres produits et charges d’exploitation » placée sous l’excédent brut d’exploitation comprend des éléments à caractère inhabituel par leur nature ou leur montant.

L’établissement des états financiers nécessite le recours à des jugements, estimations et hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, des produits et charges de l’exercice ainsi que pour la prise en compte des aléas positifs et négatifs existant à la date de clôture. En fonction de l’évolution des hypothèses considérées ou de conditions économiques différentes de celles existantes en date de clôture, les montants, qui figureront dans les futurs états financiers du Groupe pourraient différer significativement des estimations actuelles.

Dans un contexte de volatilité des marchés financiers et de l'énergie, les paramètres concourant aux estimations retenues sont fondés sur des hypothèses macroéconomiques adaptées au cycle de très long terme des actifs du Groupe.

Les principales opérations pour lesquelles le Groupe a recours à des estimations et jugements sont les suivantes :

Au cas particulier des durées d’amortissement de son parc de centrales nucléaires en France, la stratégie industrielle du groupe EDF est d’en poursuivre l’exploitation au-delà de 40 ans, dans des conditions optimales de sûreté et de performance.

La durée d’amortissement des tranches du palier 900 MW a été portée de 40 ans à 50 ans en 2016 (à l’exception de la centrale de Fessenheim dont les 2 tranches ont été définitivement arrêtées durant le 1er semestre 2020), les conditions techniques, économiques et de gouvernance étant réunies. La durée d’amortissement des autres paliers (1 300 MW et 1 450 MW), qui sont plus récents, est, à ce stade, maintenue à 40 ans.

Ces durées prennent en compte la date de recouplage au réseau faisant suite à la dernière visite décennale intervenue.

Le réacteur 1 de la centrale de Tricastin a été recouplé au réseau le 23 décembre 2019, après sa 4e visite décennale. Il s’agissait de la première tranche du palier 900 MW à franchir cette étape au-delà de 40 ans.

En 2020, les 4e visites décennales (VD4) des tranches 2 et 4 de Bugey ont été engagées, respectivement en début et fin d'année, le nombre de VD4 à réaliser en parallèle passe à 5 en 2021.

La décision de l’ASN fixant les prescriptions applicables aux réacteurs de 900 MW, au vu des conclusions de la phase générique de leur quatrième réexamen périodique, est attendue pour fin février 2021.

L'adoption définitive de la PPE (voir note 2) en avril 2020 a conduit à prendre en compte dans les états financiers du Groupe au 31 décembre 2020 l’impact de la fermeture anticipée à 2027 et 2028 de deux réacteurs par rapport à leurs cinquante ans. Une accélération des plans d’amortissement a été effectuée à compter du 1er juillet 2020 en prenant en compte différents scénarios de fermeture possibles, la décision concernant le choix des réacteurs à fermer n'ayant pas lieu d'être prise à date. Les provisions nucléaires avaient été ré-estimées en conséquence dès le 30 juin 2020 (voir note 15.1.1.3).

L’évaluation des provisions pour aval du cycle nucléaire, pour déconstruction et pour derniers cœurs est sensible aux hypothèses retenues en termes de procédés techniques, coûts, taux d’inflation et taux d’actualisation à long terme, durée d’amortissement des centrales en exploitation et échéanciers de décaissements.

Une ré-estimation de ces paramètres est effectuée à chaque arrêté des comptes afin de s’assurer que les montants provisionnés constituent la meilleure estimation des coûts qui seront finalement supportés par le Groupe.

Le Groupe estime que les hypothèses retenues au 31 décembre 2020 sont appropriées et justifiées. Des modifications de ces hypothèses dans le futur pourraient cependant avoir un impact significatif sur le bilan et le compte de résultat du Groupe (voir note 15).

S'agissant de la France, les principales hypothèses et analyses de sensibilité concernant les provisions nucléaires d'EDF sont présentées en note 15.1.1.5.

L'évaluation des provisions prend en compte un niveau de risques et d'aléas selon les opérations concernées. Elle comporte en outre des facteurs d'incertitude tels que :

▪l’évolution de certains paramètres financiers tels que les taux d’actualisation ou d’inflation ;

▪la durée de vie des installations nucléaires (le calcul des provisions pour déconstruction relatives au parc nucléaire en exploitation est assis sur la durée d’amortissement des actifs, à savoir 50 ans pour les centrales du parc 900 MW et 40 ans pour les centrales du parc 1300 MW et N4).

L’évaluation des engagements de retraites et autres avantages postérieurs à l’emploi et à long terme repose sur des évaluations actuarielles sensibles à l’ensemble des hypothèses actuarielles retenues, en particulier celles relatives au taux d’actualisation, au taux d’inflation et au taux d’augmentation des salaires.

Les principales hypothèses actuarielles utilisées pour le calcul des engagements au titre des avantages postérieurs à l’emploi et des avantages à long terme pour l’arrêté des comptes au 31 décembre 2020 sont détaillées en note 16. Ces hypothèses sont mises à jour annuellement. Le Groupe estime que les hypothèses actuarielles retenues au 31 décembre 2020 sont appropriées et justifiées. Des modifications de ces hypothèses dans le futur pourraient cependant avoir un impact significatif sur le montant des engagements, des capitaux propres ainsi que sur le résultat du Groupe. À ce titre, des analyses de sensibilité sont présentées en note 16.

Les tests de dépréciation des goodwill et des actifs à long terme sont sensibles aux hypothèses macroéconomiques et sectorielles retenues – notamment en termes d’évolution des prix de l’énergie – ainsi qu’aux prévisions financières à moyen terme. Compte tenu de ces sensibilités, le Groupe révise ses estimations et hypothèses sous-jacentes sur la base d’informations régulièrement mises à jour.

Ces hypothèses, propres aux sociétés du Groupe, sont décrites en note 10.8.

Pour évaluer à la juste valeur les instruments financiers non cotés sur un marché (contrats d’énergies essentiellement), le Groupe utilise des modèles de valorisation, qui reposent sur un certain nombre d’hypothèses soumises à des aléas.

Comme précisé en note 5.1, les quantités d’énergie livrées non relevées non facturées sont déterminées en date d’arrêté à partir de modèles statistiques de consommations et d’estimations de prix de vente. La détermination de la quote-part du chiffre d’affaires non facturé en date d’arrêté des comptes est sensible aux hypothèses retenues dans l’élaboration de ces statistiques et estimations.

Compte tenu des spécificités des contrats de concession de distribution publique d’électricité en France, le Groupe a retenu, pour présenter au bilan les obligations au titre des biens à renouveler, une évaluation établie sur la base du montant des engagements contractuels tel qu’il est calculé et communiqué aux concédants dans le cadre de comptes rendus annuels d’activité (voir note 11). L’évaluation du passif des concessions sur les biens à renouveler est notamment sujette à des aléas en termes de coûts, de durée de vie des actifs et de dates de décaissements.

L’utilisation d’estimations et d’hypothèses sur les horizons de recouvrement revêt une importance particulière pour la reconnaissance des impôts différés actifs.

Les principales restrictions pouvant limiter la capacité du Groupe à avoir accès ou à utiliser ses actifs et à régler ses passifs concernent les éléments suivants :

Par ailleurs, certains pactes d'actionnaires relatifs à des sociétés contrôlées par le Groupe prévoient des clauses de protection des actionnaires minoritaires conduisant à nécessiter l'obtention de leur accord pour certaines décisions.

Enfin, certains financements accordés à des entités du Groupe font l'objet de clauses de remboursement anticipé (voir note 18.3.4) et certaines disponibilités et équivalents de trésorerie font l’objet de restrictions (voir note 18.2).

Les perturbations économiques provoquées par la crise sanitaire ont eu en 2020 des répercussions importantes sur de nombreuses activités du Groupe, notamment la production nucléaire, les chantiers, la commercialisation et les services.

Ainsi, le 14 avril 20201, le Groupe avait retiré l'ensemble de ses objectifs financiers pour 2020, y compris le seuil bas de la fourchette d'EBE de 17,5 milliards d’euros, ainsi que pour 2021. Le Groupe a été en mesure de publier de nouveaux objectifs d’EBE pour 2020 le 31 juillet 2020, avec une fourchette comprise entre 15,2 et 15,7 milliards d’euros, confirmée le 13 novembre 2020 lors de la publication du chiffre d’affaires du troisième trimestre, puis revue à la hausse le 16 décembre 2020 à un montant égal ou légèrement supérieur à 16 milliards d’euros, principalement en lien avec une visibilité accrue au cours du deuxième semestre sur un niveau plus élevé de la production nucléaire France dans le contexte de la crise sanitaire.

Comme indiqué dans son communiqué de presse du 16 avril 20202, EDF a dû, en raison de la crise sanitaire, adapter l'ensemble de ses activités pour protéger les intervenants dans ses centrales nucléaires. Le déroulement du programme industriel, en particulier des opérations prévues lors des arrêts pour maintenance, en a été fortement affecté, réduisant ainsi la capacité de production d'électricité. Dans ce contexte, EDF a dû adapter la planification des arrêts de réacteurs pour maintenance afin de contribuer, en lien avec RTE, à la sécurisation de l’approvisionnement en électricité pendant l’hiver 2020-2021. Cela a conduit à suspendre la production de certains réacteurs afin d’économiser le combustible de ces unités.

Par ailleurs, pendant le confinement, le ralentissement de l'économie s’est traduit par une baisse de la consommation d'électricité allant jusque 20 %3 des niveaux habituels, ce qui conduit à une diminution de l'utilisation des centrales.

Dans le contexte de crise sanitaire, l’application des mesures sanitaires (respect des gestes barrières, gestion des flux, limitation du nombre d’intervenants) conduit à un allongement des durées de réalisation des activités. En conséquence, la durée des arrêts de tranches nucléaires est plus importante du fait de la double contrainte liée à la disponibilité du personnel et à la baisse de la productivité. Le programme industriel a ainsi été révisé pour mieux ajuster le programme des travaux aux capacités industrielles et mieux ajuster le nombre de réacteurs en production aux besoins du réseau, notamment sur l’hiver 2020-2021.

La crise sanitaire a également conduit EDF à adapter la programmation des arrêts de réacteurs pour les années suivantes. En effet, le placement des arrêts de réacteurs résulte d’une optimisation complexe au sein d’un champ de contraintes multiples, telles la gestion du combustible, le respect des exigences réglementaires ou l’adéquation du programme de travaux aux capacités industrielles, tout en assurant en permanence l’équilibre entre l’offre et la demande en électricité, en particulier en période hivernale. Les arrêts de tranche sont programmés plusieurs années à l’avance en fonction des besoins prévus du réseau et des ressources industrielles. Décaler des arrêts une année a par effet cascade un impact sur le programme de maintenance des années suivantes et donc également sur le niveau de production attendu.

Dans son communiqué de presse du 16 avril 2020, EDF a ainsi révisé son estimation annuelle de production nucléaire en France pour la porter à environ 300 TWh en 2020 (pour une hypothèse de production comprise entre 375 TWh et 390 TWh communiquée le 14 février 2020), tenant compte des conséquences de la crise sanitaire ainsi que d’autres éléments affectant la disponibilité du parc, et entre 330 et 360 TWh chaque année en 2021 et en 2022.

Le 2 juillet 20204, le groupe EDF a annoncé revoir à la hausse son estimation de production nucléaire en France pour l’exercice 2020 à environ 315-325 TWh.

Cette révision résulte d’une reprise des activités plus rapide qu’anticipée lors de l’estimation publiée le 16 avril. La durée des arrêts programmés en 2020 a été ajustée pour tenir compte des conditions réelles de reprise des activités constatées sur les sites. Il a notamment été possible sur le premier semestre de terminer plusieurs arrêts de tranche de la campagne 2020 et de poursuivre les activités sur les tranches en fonctionnement, tout en respectant les mesures barrières, en optimisant la gestion des flux en entrée de site ou de zone contrôlée, en aménageant l'organisation des chantiers pour limiter le nombre d’intervenants sur la même activité ou encore en s'appuyant sur le télétravail. Du fait de la crise sanitaire, le deuxième semestre a débuté avec un nombre de tranches en arrêt programmé pour maintenance plus important qu’initialement prévu.

Les performances meilleures qu’attendues sur les arrêts de tranche au cours du deuxième semestre 2020 ont permis de ré-estimer la production nucléaire à une fourchette de 325-335 TWh le 13 novembre, puis de l’annoncer proche de 335 TWh le 16 décembre 2020. La production nucléaire 2020 s’est finalement établie à 335,4 TWh en diminution de 44,1 TWh par rapport à 2019, cette baisse étant liée aux effets directs et indirects de la crise sanitaire (modulation en lien avec la demande et avec le placement des arrêts ; contraintes de réalisation des arrêts de tranche liées aux mesures barrières) à hauteur de 32,9 TWh. Au-delà des effets liés à la crise sanitaire, la diminution de la production en 2020 par rapport à 2019 est due principalement à l’arrêt des deux réacteurs de Fessenheim et à la prolongation de trois arrêts complexes.

Comme indiqué dans son communiqué de presse du 16 avril 20205, EDF a mis en œuvre en 2020 des mesures spécifiques pour accompagner ses clients dans le contexte de crise sanitaire.

Dans le cadre de la première période d’état d’urgence sanitaire du 24 mars au 10 juillet, EDF a décidé, pour ses clients particuliers, de garantir la fourniture d'énergie à l'ensemble de ses clients en suspendant, jusqu'au 1er septembre 2020, toute réduction ou interruption de la fourniture d'électricité et de gaz ainsi que les pénalités de retard et pour les clients en situation difficile, d'assouplir ses modalités et échéanciers de paiement. Ce faisant, l'entreprise est allée au-delà des mesures mises en place par les Pouvoirs Publics (telle que la prolongation de la trêve hivernale jusqu’au 10 juillet 2020), à la fois dans leur portée et dans leur durée.

Pour ses clients professionnels, EDF a pris toutes les dispositions nécessaires pour faire bénéficier ses clients éligibles au Fonds de Solidarité qui le demandent, du report du paiement de leurs factures, conformément aux ordonnances et décrets adoptés par le Gouvernement. Les petites entreprises concernées ont ainsi pu demander le report du paiement de leurs factures exigibles jusqu'à la fin de la première période d'état d'urgence sanitaire le 10 juillet 2020. Ce report a été échelonné sur une durée de 6 mois à compter du dernier jour du mois suivant la date de fin de l'état d'urgence sanitaire.

Le gouvernement français a décidé la mise en place d’une deuxième période d’état d’urgence sanitaire, à compter du 17 octobre 2020, et dont la fin initialement envisagée pour février 2021, pourrait être fixée au 1er juin 2021. Sur le marché des particuliers, des mesures spécifiques ont été prises par EDF complémentaires à celles inhérentes à la « trêve hivernale » commençant le 1er novembre (comme la suspension des interruptions de fourniture) : afin de protéger les clients en difficulté, EDF a décidé de suspendre toutes les réductions de puissance jusqu’au 15 janvier 2021, de ne facturer aucune pénalité de retard sur les factures émises lors de cette période et d’assouplir les délais de paiement accordés aux clients. L’accroissement du risque de recouvrement lié à ces mesures est intégré dans l’évaluation des provisions sur créances clients au 31 décembre 2020 (voir note 13.3). Sur le marché d’affaires, EDF s’était préparé à appliquer le report de paiement des factures prévu dans la loi d’urgence sanitaire d’octobre 2020, dès publication du décret d’application qui devait préciser le périmètre des clients concernés. Le décret n’étant pas sorti à ce stade, le recouvrement sur le marché d’affaires est resté conforme à la politique en vigueur, sans mesure spécifique de la part d’EDF.

Par ailleurs, comme indiqué dans son communiqué de presse du 2 avril 20206, afin d'accompagner ses fournisseurs TPE et PME dans un contexte de ralentissement économique dû à la pandémie, le Groupe a accéléré le paiement de factures par rapport au délai contractuel de 60 jours en France. Le dispositif s’est tout d’abord appliqué aux prestations achevées et validées par EDF au 31 mars 2020, conduisant, pour EDF SA, au règlement des fournisseurs avant mi-avril pour les TPE et avant fin avril pour les PME, sans qu’une démarche de leur part ne soit nécessaire. Enedis s’est également engagée dans une démarche équivalente. Cette accélération des délais de paiement a ainsi tout d’abord porté sur plus de vingt mille factures pour un montant de l'ordre de 190 millions d'euros à l'échelle du Groupe en France. Le dispositif a été progressivement étendu jusqu’à la fin du premier semestre, en lien avec la fin de la première période d’état d’urgence sanitaire au 10 juillet 2020. Ce sont près de 500 millions d’euros qui auront été réglés de façon accélérée aux fournisseurs TPE et PME du Groupe en France entre avril et juin 2020. Ces mesures prises au premier semestre n'ont pas d'effet sur le besoin en fonds de roulement du Groupe au 31 décembre 2020.

Le Groupe n'a pas procédé en lien avec la crise sanitaire à des classements au sein de son compte de résultat différents de ceux opérés usuellement, conformément aux recommandations de l'AMF et de l'ANC. Un travail approfondi a été réalisé dans les différentes entités du Groupe et au niveau central, dans le cadre de la clôture semestrielle au 30 juin 2020, puis dans le cadre de la clôture annuelle au 31 décembre 2020, afin d’élaborer des estimations fiables des impacts liés à la crise sanitaire dans les états financiers du Groupe. Sont ainsi présentés ci-dessous les principaux impacts estimés des effets de la crise sanitaire sur les différentes rubriques du compte de résultat du Groupe.

La crise sanitaire a un impact négatif sur le chiffre d’affaires à fin décembre 2020, estimé à (2 306) millions d’euros (soit environ - 3,3 % du chiffre d’affaires). Les principaux secteurs opérationnels concernés sont :

▪la France - Activités de production et de commercialisation pour un montant estimé à (1 083) millions d’euros en lien avec la diminution de la production nucléaire, ainsi qu'une baisse de la demande en électricité, celle-ci s’étant traduite par des ventes sur les marchés de gros réalisées à des prix plus bas ;

▪la France – Activités Régulés pour un montant estimé à (278) millions d’euros en lien notamment avec la baisse de la demande en électricité (baisse de chiffre d’affaires lié aux prestations d’acheminement) et, sur le premier semestre, avec la baisse de l’activité de prestations de raccordement au réseau (arrêt des chantiers de raccordement et modification d'ouvrages à partir du 16 mars 2020 et reprise de l'activité à partir du 11 mai 2020) ;

▪le Royaume-Uni pour un montant estimé à (451) millions d’euros en lien avec la baisse de la demande en électricité, principalement sur les clients du segment industriel et commerce ;

▪l’Italie pour un montant estimé à (90) millions d’euros en lien avec la baisse de la demande d’électricité et de gaz ;

▪Dalkia pour un montant estimé à (193) millions d’euros en lien principalement avec la fermeture des sites clients durant la période du confinement (impact important sur l’activité travaux (génie thermique et électrique), ainsi qu’une baisse d’activité sur les services, et dans une moindre de l’activité énergétique).

En lien avec la diminution de la production nucléaire et la baisse de la demande en électricité et gaz, l’impact de la crise sanitaire sur les achats de combustibles et d'énergie à fin décembre 2020 correspond à une diminution estimée à environ 854 millions d’euros, principalement dans les segments France-Production et Commercialisation, France-Activités Régulées et Royaume-Uni.

La crise sanitaire a par ailleurs un impact à la baisse sur les achats de consommation externes (nets de la production stockée et immobilisée) estimée à 344 millions d’euros, cette diminution correspondant à des effets de différentes natures :

▪de moindres achats en lien avec la baisse de l’activité services et travaux, principalement chez Dalkia ;

▪en lien avec le ralentissement ou le report de chantiers, dans les différentes activités du Groupe, de moindres achats, pour leur part non immobilisable ;

▪des dépenses complémentaires réalisées dans le cadre de crise sanitaire (équipements de protection, gels, …) ;

▪de moindres achats en lien avec le confinement et les différentes mesures mises en place à l'initiative des pouvoirs publics, telles que la limitation des déplacements et le recours au télétravail (voyages, formations, séminaires...).

Les charges de personnel augmentent d’environ 64 millions d’euros principalement en lien avec le plan de relance de l’activité mis en place par le Groupe. Ce montant intègre les indemnisations perçues au titre du recours aux dispositifs de chômage partiel dans quelques entités du Groupe (voir note 1.4.1.5) pour un montant d’environ 18 millions d’euros, ainsi que l’effet défavorable de la crise sanitaire dans certaines entités du Groupe en France sur les charges de congés payés.

Enfin, les autres produits et charges opérationnels sont impactés défavorablement pour un montant d’environ (309) millions d’euros, dont (204) millions d’euros suite à la réévaluation des provisions pour dépréciation des créances clients dans différentes entités du Groupe (voir note 1.4.1.2), ainsi que (45) millions d’euros d’augmentation des provisions pour déconstruction des centrales nucléaires arrêtées en France du fait de décalages dans certains chantiers de démantèlement.

L’élaboration des estimations ci-dessus a été réalisée sur base d’un reporting spécifique mis en place par la Direction avec l’ensemble des entités du Groupe dans le cadre du processus de clôture des comptes du Groupe.

Les estimations des impacts sont évaluées de manière générale suivant les modalités suivantes :

▪Concernant les effets liés à la baisse d’activité dans les différents métiers (services, travaux) ou au décalage de chantiers, sur la base d’analyses détaillées par rapport à la période comparable 2019 ou par rapport à des données prévisionnelles infra-annuelles ; s’agissant spécifiquement des impacts sur le chiffre d’affaires liés à la baisse de la demande en électricité et en gaz, sur la base d’analyses assises sur les modèles de prévisions de consommation tenant compte des autres effets (climat, portefeuille...) ; s’agissant des impacts sur la production nucléaire, sur la base des analyses de la production s’agissant des tranches en fonctionnement (notamment pour la modulation) et sur la base d’analyses détaillées des arrêts pour les tranches ayant été en arrêt programmé sur 2020 depuis le déclenchement de la crise, qu’il s’agisse d’arrêts pour simple rechargement ou d’arrêts périodiques, assises sur l’analyse des activités et temps passés sur les arrêts réalisés en 2020 dans le contexte de crise par rapport à la modélisation des arrêts de tranche et au réalisé 2019 ;

▪Les estimations effectuées s’attachent à évaluer les impacts financiers de la crise en lien avec la diminution du niveau d’activité, des volumes vendus ou produits. Ils n’intègrent pas, du fait de la difficulté à les attribuer de façon directe et unique à la crise, d’impacts liés à des effets prix corrélatifs à la crise, comme par exemple l’évolution des prix de marché observés sur la période. Ces impacts n'intègrent également pas les effets des plans d'actions mis en oeuvre par le Groupe en réponse à la crise sanitaire ;

▪Concernant les dépenses complémentaires réalisées dans le cadre de crise sanitaire (équipements de protection, gels…), ou l’évaluation de mesures ou risques spécifiques en lien avec la crise, sur la base des éléments comptabilisés dans le système d’information comptable.

Compte tenu des éléments ci-dessus, l’impact estimé de la crise sur l’excédent brut d’exploitation au 31 décembre 2020 est de l’ordre de (1 479) millions d’euros. Pour rappel, au 30 juin 2020 l'impact était de l'ordre de (1 010) millions d'euros. Cet effet concerne principalement les secteurs suivants : France – Production et Commercialisation pour (872) millions d'euros (contre (482) millions d’euros au premier semestre) ; France – Activités régulées pour (237) millions d'euros (contre (212) millions d’euros au premier semestre) et Royaume-Uni pour (182) millions d'euros (contre (128) millions d’euros au premier semestre). Les impacts estimés de la crise dans les autres secteurs opérationnels du Groupe au 31 décembre 2020 sont moins matériels au regard de l’excédent brut d’exploitation du Groupe, et concernant notamment Dalkia pour (40) millions d'euros (contre (39) millions d'euros au premier semestre), Framatome pour (47) millions d'euros (contre (37) millions d'euros au premier semestre), Italie (Edison) pour (60) millions d'euros (contre (47) millions d'euros au premier semestre).

Certaines estimations effectuées au mieux de la connaissance du Groupe au 31 décembre 2020, notamment en ce qui concerne le risque de recouvrabilité des créances clients, présentent par nature un caractère incertain. Les réalisations pourront différer des estimations faites à la clôture, en fonction du scénario de sortie de crise et plus généralement des conditions économiques en 2021.

Il est enfin à noter que le résultat financier avait été fortement impacté par la baisse des marchés financiers au titre des variations de juste valeur des instruments financiers au premier semestre 2020 (voir note 12 des états financiers semestriels résumés). Le comportement des marchés financiers sur le deuxième semestre, conjugué aux choix d’allocation effectués par le Groupe dans la gestion de son portefeuille, conduisent à des variations de juste valeur des instruments financiers largement positives au 31 décembre 2020 (voir note 8).

Le Groupe a également été amené à enregistrer des pertes de valeur en 2020, qui intègrent le cas échéant les effets de la crise mais n’en sont pas une conséquence directe (voir note 10.8).

Comme indiqué dans les comptes consolidés semestriels résumés, le Groupe disposait au 30 juin 2020 d’une position de liquidité solide de 40,9 milliards d’euros (Trésorerie, équivalents de trésorerie et actifs financiers liquides disponibles à la vente, en valeur brute, et incluant des titres mis en pension, avec des opérations réalisées pour un montant de 6,5 milliards d’euros sur le premier semestre dans le contexte de la crise sanitaire) et de lignes de crédits bancaires non tirées de 10,9 milliards d’euros (voir notes 23.2.3 et 23.3 des comptes consolidés semestriels résumés).

Au 31 décembre 2020, le Groupe dispose d’une position de liquidité solide de 32,4 milliards d’euros en valeur brute (Trésorerie, équivalents de trésorerie et actifs financiers liquides disponibles à la vente et incluant des lignes de crédits bancaires non tirées de 11,1 milliards d’euros) (voir notes 18.4 et 19.2).

Le Groupe déprécie ses créances clients en s’appuyant sur des matrices de provisionnement établies sur la base d’historiques de pertes de crédit (méthode simplifiée prévue par IFRS 9).

Malgré les mesures de soutien prises par les différents gouvernements et celles mises en place par le Groupe vis-à-vis de ses clients, la crise sanitaire devrait se traduire par une augmentation du montant des créances irrécouvrables, encore peu observable au 31 décembre 2020. Les différentes analyses de risque conduites dans les différentes entités du Groupe conduisent à une augmentation des provisions pour dépréciation des créances clients en lien avec la crise, à hauteur de 223 millions d’euros au sein des autres charges et produits opérationnels du compte de résultat, dont 80 millions d’euros sur la France - Activités de production et de commercialisation, 58 millions d’euros sur la France - Activités Régulées, 68 millions d’euros sur le Royaume-Uni, et 13 millions d’euros sur la Belgique. Par ailleurs, il a été constaté une augmentation du risque de crédit sur le portefeuille d’EDF Trading, à hauteur de 22 millions d’euros, au sein du chiffre d’affaires (activité de trading).

Cette augmentation des provisions est en premier lieu liée à l’augmentation de l’assiette des créances en portefeuille traduisant des délais de paiement plus longs sur lesquelles sont appliquées les matrices de provisionnement habituelles, en particulier sur le secteur Entreprises en France et Royaume-Uni. Par ailleurs, elle s’explique également par une adaptation des matrices de provisionnement, réalisée au travers de correctifs post modèles afin de prendre en compte la situation particulière induite par la crise sanitaire, non reflétée dans les modèles existants. Pour l’établissement de ces correctifs, des approches différenciées ont été mises en place, en fonction du pays et de la typologie de clients (résidentiels, et entreprises suivant leurs secteurs d’activité).

En France, sur les clients Résidentiels, l’appréciation de l’augmentation du risque de crédit reste modérée à ce stade (la majeure partie du portefeuille étant en prélèvement automatique, sans constatation à ce stade d’augmentation de rejets de prélèvement ; des actions de soutien aux clients rencontrant des difficultés étant par ailleurs mises en place). Des correctifs ont toutefois été apportés, d’une part, au travers d’une augmentation des taux de provisionnement sur toutes les créances douteuses générées depuis le début de la crise sanitaire et considérées comme étant plus à risque de passer en irrécouvrables que les créances de moins de 12 mois des années précédentes ayant servi à caler les matrices de taux de provision en vigueur, et, d’autre part, au travers d’une augmentation du taux de provisionnement des créances courantes, en se basant notamment sur une étude INSEE d’octobre 2020 relative aux conséquences économiques du confinement sur la situation financière des ménages et prenant en compte les perspectives d’augmentation du taux de chômage en France en lien avec la crise sanitaire.

Sur les clients Entreprises, sur le haut de portefeuille (grands clients), le suivi au cas par cas réalisé notamment en s’appuyant sur des notations financières externes, n’a pas révélé d’augmentation matérielle du risque de crédit. Sur le bas et milieu de portefeuille (TPE, PME), un correctif sur les matrices de provisionnement sur les secteurs d’activité jugés les plus à risque de ce portefeuille a été effectué afin de refléter une hausse jugée probable du taux de défaillance (en se basant notamment sur des prévisions macro-économiques externes, comme par exemple les publications des sociétés d’assurance-crédit de type Coface ou Euler Hermes). Il est à noter qu’à la date de la clôture les données disponibles tendent plutôt à montrer une diminution du nombre de défaillances constatées d’entreprises en 2020 par rapport à l’année précédente, attribué à un « effet retard ». Les taux prévisionnels de défaillance retenus à la clôture intègrent ainsi un risque jugé probable de dégradation en 2021 (« expected credit loss »).

Sur les activités régulées en France, l’augmentation des provisions traduit principalement le risque sur la part acheminement de la facture au client final.

Au Royaume-Uni, une approche similaire a été mise en œuvre, distinguant les clients Résidentiels et Entreprises, en fonction des segments de portefeuille et des secteurs d’activités, et adaptée au contexte du pays. La hausse probable du taux de défaillance des entreprises est notamment jugée plus importante qu’en France.

En Italie, compte tenu des opérations de mobilisation de créances sans recours et des accords d’assurance-crédit mis en place, l’augmentation du risque de crédit est jugée faible.

Certaines entités du Groupe ont recours à des programmes de cessions de créances commerciales sans recours. Les cessionnaires des créances entrées dans le programme n’ont pas cherché à renégocier des clauses contractuelles qui remettraient en cause le caractère sans recours de ces contrats.

La crise sanitaire liée au Covid-19 et les mesures d'urgence prises par les pouvoirs publics à partir du 17 mars 2020 ont entraîné une baisse de la consommation d'électricité des clients non résidentiels qui affecte l'ensemble des acteurs du marché, dont EDF.

Confrontés à cette baisse de la consommation d'électricité, certains fournisseurs ont souhaité revenir sur leurs engagements contractuels et ont invoqué le bénéfice de la force majeure pour réduire les volumes qu'ils avaient achetés à EDF en novembre 2019 dans le cadre du dispositif ARENH.

Confortant la position adoptée par la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) dans sa délibération du 26 mars dernier, le Conseil d'État avait rejeté le 17 avril le recours en référé déposé par deux associations de fournisseurs d'énergie, considérant qu'il n'était pas établi que les pertes subies par les fournisseurs concernés seraient « d'une ampleur telle qu'elles mettent en péril (...) leur survie à horizon de quelques mois » et que « ces pertes auraient un tel effet dans le délai nécessaire au juge compétent pour statuer sur les demandes dont il a été saisi ».

Par la suite, les 20, 26 et 27 mai 2020, le Tribunal de Commerce de Paris statuant en référé, a considéré que, s'agissant des contrats ARENH conclus avec Alpiq, Gazel et Total Direct Energie, les conditions de la force majeure étaient réunies depuis les mesures d'urgence prises par les pouvoirs publics, entraînant la suspension des contrats ARENH de ces fournisseurs. Le 28 juillet, la Cour d’appel de Paris a confirmé la décision du juge des référés. EDF a déposé un pourvoi en cassation contre cet arrêt de la Cour d’appel de Paris du 28 juillet 2020. Seule Total Direct Energie demeure partie à l’instance qui est en cours.

Le 2 juin 20207, EDF avait par ailleurs, notifié la résiliation des contrats ARENH la liant aux fournisseurs d'énergie Alpiq, Gazel et Total Direct Energie, comme cela est prévu en cas de suspension de ces contrats au-delà d'une période de deux mois. Cette décision avait été prise à titre conservatoire afin de préserver les droits d'EDF.

Cette résiliation a été contestée devant le juge des référés. Ce dernier s’est prononcé le 1er juillet 2020 et a suspendu provisoirement les effets de la lettre de résiliation d’EDF à l’égard de Total Direct Energie. Le 19 novembre 2020, la Cour d’appel de Paris a infirmé la décision du juge des référés, rétablissant les effets de la résiliation notifiée par EDF le 2 juin 2020.

Dans l’intervalle, les trois fournisseurs ayant notifié mi-juin à EDF la levée de la force majeure, les livraisons d’ARENH avaient repris. La CRE n’ayant pas fait droit à la demande d’EDF de procéder à l’interruption des livraisons d’ARENH à Total Direct Energie pour la fin de l’année 2020 en application de la décision de la Cour d’appel de Paris du 19 novembre, EDF a saisi le Conseil d’Etat d’un recours pour excès de pouvoir le 10 décembre 2020, en vue d’obtenir l’annulation de la décision de la CRE.

Au final, la suspension des livraisons aux trois fournisseurs pendant environ 15 jours (entre l’ordonnance rendue fin mai par le Tribunal statuant en référé et la notification de la levée force majeure par les fournisseurs) et la poursuite des livraisons à Total Direct Energie fin décembre a représenté pour EDF un manque à gagner évalué à quelques dizaines de millions d’euros (lié à l’effet prix sur les volumes vendus au prix de marché à cette période plutôt qu’au prix de l’ARENH).

Fin septembre 2020, une nouvelle procédure en référé a été introduite par Ohm Energie visant à obtenir cette fois-ci lasuspension des paiements dus au titre de la livraison de volumes ARENH, qui aurait été poursuivie par EDF de manière illicite, alors qu’elle en avait demandé la suspension d’avril à juin 2020 sur le fondement de la force majeure. Le 23 octobre 2020, le Tribunal de commerce de Paris a rejeté toutes les demandes d’Ohm Energie.

Parallèlement aux différentes procédures de référé précitées, des procédures au fond ont été initiées devant le Tribunal de commerce de Paris par plusieurs demandeurs d'ARENH en vue d’obtenir d’EDF des dommages et intérêts en réparation du préjudice causé par son refus prétendument illicite d’appliquer la clause de force majeure. Ces procédures sont en cours.

Les investissements corporels et incorporels bruts se sont élevés à 16 007 millions d’euros en 2020 (voir note 4) pour un niveau de 16 797 millions d’euros en 2019, soit une diminution de 790 millions d’euros. Au sein de ces montants d’investissements, la production stockée et immobilisée s’élève à 7 888 millions d’euros en 2020 (nettée dans la rubrique autres consommations externes du compte de résultat) contre 7 932 millions d’euros en 2019.

La crise sanitaire a eu un effet globalement modéré à l’échelle du Groupe s’agissant du niveau des investissements corporels et incorporels bruts en 2020 par rapport à 2019. La nature des effets et leur importance sont en revanche contrastées selon les entités du Groupe.

En effet, dans le cadre de la mise en place du confinement et des mesures barrière, qui ont été différenciés selon les Etats et régions, des chantiers ont été arrêtés et reportés, d’autres ont été maintenus mais ralentis et allongés, avec une reprise variable en rythme et en intensité au cours du deuxième semestre, en fonction des domaines d’activités et des pays dans lequel le Groupe intervient, par ailleurs certains travaux, notamment d’ingénierie, ont pu être conduits à distance.

D’autre part, les nouvelles mesures sanitaires mises en place ont engendré des coûts additionnels, principalement liés à la réalisation d’activités complémentaires de protection, ainsi qu’à une tension sur les ressources externes dans certains métiers, et à l’allongement de la durée de réalisation de certaines opérations (respect des gestes barrière, limitation des effectifs sur site…). Les coûts supplémentaires directement attribuables au maintien des chantiers et à l’achèvement des différents actifs ont été immobilisés conformément à IAS 16. Il n’a pas été identifié au 31 décembre 2020 d’effet significatif de sous-activité susceptible d’avoir été capitalisé. Les frais de démobilisation puis de remobilisation associés aux chantiers arrêtés et reportés sont constatés en charges.

S’agissant du secteur opérationnel France – Production et Commercialisation, la diminution des investissements bruts entre 2019 et 2020 est de 588 millions d’euros (voir note 4) s'explique principalement par des conséquences non liées à la crise sanitaire. En effet, en lien avec la crise sanitaire :

Enedis (secteur opérationnel France – Activités régulées) a connu un arrêt pendant le confinement de la plupart des chantiers de raccordement, modification d'ouvrages, et de façon générale des chantiers de travaux sur le réseau, ainsi qu’un arrêt des activités de pose des compteurs Linky. Le rythme de reprise depuis le 11 mai 2020 a permis un rattrapage partiel en particulier sur la pose des compteurs Linky. Au final sous ces effets le niveau des investissements bruts du segment France – Activités Régulées, intégrant également Electricité de Strasbourg et les activités insulaires, diminue de 423 millions d’euros en 2020 par rapport à 2019, diminution du même ordre que celle observée au premier semestre 2020, principalement attribuable aux effets de la crise sanitaire.

Au Royaume-Uni, le chantier Hinkley Point C a connu un ralentissement en avril 2020 du fait d’une diminution des intervenants sur site, sur un projet par ailleurs en fort développement. Au final le niveau des investissements bruts d’EDF Energy augmente de 133 millions d’euros entre 2019 et 2020.

Les activités d’EDF Renouvelables ont quant à elles connu une légère augmentation de leurs investissements bruts par rapport à 2019 à hauteur de 42 millions d’euros, tirés notamment par des projets en Amérique du Nord.

Par ailleurs, le Groupe inclut dans la valeur des immobilisations les coûts d'emprunt attribuables au financement d'un actif et encourus pendant la période de construction dès lors qu’il s’agit d'actifs qualifiés au sens d'IAS 23 « Coûts d’emprunt ». Lorsque le développement d’un actif est arrêté sur une période longue, la capitalisation des intérêts doit être suspendue. Tel a été le cas pour le chantier de l’EPR de Flamanville pour lequel la capitalisation des intérêts a été suspendue entre le 16 mars et le 30 juin 2020. Au 31 décembre 2020, il en résulte une augmentation des charges financières de 120 millions d’euros.

Compte tenu de la revue significative à la baisse de l’estimation de production d’électricité d’origine nucléaire en France pour l'année 2020 effectuée sur le premier semestre 2020, et au vu des résultats de l'enchère de capacité du 25 juin 2020, EDF considérait probable, lors de l'arrêté des états financiers consolidés résumés au 30 juin 2020, d’être appelé au règlement financier des écarts au titre de l’année de livraison 2020 et avait donc provisionné 137 millions d’euros à ce titre au 30 juin 2020 (se référer à la note 5.1 pour le fonctionnement du mécanisme de capacité en France). Le niveau de production nucléaire finalement réalisé sur 2020, en particulier la disponibilité des moyens de production d’EDF pendant les jours de pointe du deuxième semestre 2020, ont conduit à reprendre cette provision sur le deuxième semestre 2020, les obligations d’EDF au titre du mécanisme de capacité étant remplies.

Le Groupe a mis à jour ses provisions pour contrats onéreux (principalement contrats d’achats de gaz et certains contrats clients) notamment pour prendre en compte l’évolution des scénarios de prix de marché (voir notes 5.2 et 17.2). Aucun nouveau contrat onéreux significatif n’a été identifié.

A partir du 16 mars 2020, les chantiers de déconstruction ont été mis à l’arrêt. Sur les sites, seules les activités règlementaires obligatoires (surveillance de l’environnement, sûreté et sécurité des sites) ont été maintenues. Les activités avaient repris depuis le 11 mai 2020.

Le report temporaire de certaines activités de déconstruction sur site a conduit à enregistrer une augmentation des provisions pour déconstruction des centrales nucléaires en démantèlement de 45 millions d'euros au 31 décembre 2020.

En raison de la crise sanitaire, certaines entités du Groupe en France qui ont dû stopper ou ralentir leurs activités ont eu recours au dispositif du chômage partiel mis en place par l’Etat. Les indemnisations perçues ont été reconnues en minoration des charges de personnel pour un montant de 18 millions d’euros au 31 décembre 2020.

Dans le contexte de crise sanitaire, certains États ont mis en place des mesures de report de paiement d’impôts ou de taxes. EDF Energy notamment avait fait usage de ces mesures en procédant à un report de paiement de mensualités de TVA pour un montant de l’ordre de 117 millions de livres sterling au 30 juin 2020 et en a également fait usage au 31 décembre 2020 pour un montant de l’ordre de 104 millions de livres sterling.

Au-delà des éléments mentionnés dans les paragraphes précédents, la crise sanitaire n’a pas mis en évidence d’autres recours spécifiques à des jugements, estimations et hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, et des produits et charges de l’exercice (autres que ceux décrits dans la note 1.3).

Edison Exploration et Production gère toutes les activités, les titres miniers et les participations d’Edison et du Groupe dans le secteur des hydrocarbures en Italie et à l’international.

Le 4 juillet 2019, Edison a annoncé la signature de l’accord avec la société Energean Oil and Gas portant sur la cession de 100 % d’Edison E&P (Exploration et Production), qui gère toutes les activités, les titres miniers et les participations d’Edison et du Groupe dans le secteur des hydrocarbures en Italie et à l’international.

 En conséquence, le groupe EDF avait qualifié la cession de son activité E&P d’activité abandonnée au sens d’IFRS 5 dans ses comptes consolidés au 31 décembre 2019 (voir note 2 de l’annexe aux comptes consolidés du 31 décembre 2019).

Le 23 décembre 2019, Edison a communiqué que l’opération de cession à Energean restait en attente d’obtention des autorisations gouvernementales pour ce qui concerne les actifs E&P localisés en Algérie.

Suite au refus des autorités algériennes d’autoriser la transaction relative à ces actifs, le Conseil d’administration d’Edison du 2 avril 2020, a approuvé la signature d’un amendement à l’accord de cession excluant du périmètre de l’accord du 4 juillet 2019 les actifs E&P localisés en Algérie.

Puis, suite à l’annonce faite par Energean le 19 mai 2020 de mettre fin à la cession projetée de l’activité E&P norvégienne d’Edison à Neptune Energy, un second amendement à l’accord a été signé le 28 juin 2020, excluant du périmètre de la transaction la filiale norvégienne. Le processus d’acquisition, dans son nouveau périmètre, a été approuvé par l’assemblée générale extraordinaire d’Energean le 20 juillet 2020.

Le 17 décembre 2020, Edison et Energean ont finalisé la cession d'Edison Exploration et Production S.p.A. dans le secteur de l'exploration et de la production d'hydrocarbures (pétrole et gaz naturel). Le prix de cession est basé sur une valeur d’entreprise de 284 millions de dollars avec un versement supplémentaire maximum de 100 millions de dollars à la mise en service du projet gazier Cassiopea en Italie, basé sur le prix du gaz (PSV) au moment de la première livraison.

De plus, Edison a signé, le 30 décembre 2020, un accord de cession de l’activité norvégienne avec la société Sval Energi. La finalisation de l’opération, soumise à l’approbation des autorités norvégiennes, est prévue au cours du premier semestre 2021 (cf. communiqué de presse d’Edison du 30 décembre 2020).

Au 31 décembre 2020, dans ce contexte et en application d’IFRS 5, les montants des actifs et passifs relatifs à l’activité E&P de l’Algérie sont présentés dans les postes du bilan consolidé en tant qu’activités poursuivies, tandis que ceux relatifs à l’activité E&P de la Norvège sont présentés au bilan consolidé dans les postes d’actifs et passifs destinés à être cédés.

Le résultat net ainsi que la variation nette de trésorerie relatifs à l’activité E&P de l’Algérie et de la Norvège sont présentés dans la ligne « résultat net des activités poursuivies » et respectivement ventilés dans les différentes lignes du compte du résultat et du tableau de flux de trésorerie pour les périodes publiées, c'est à dire pour 2020 ainsi que pour le comparatif de l'année 2019.

Le résultat net des activités en cours de cession ainsi que la variation nette de trésorerie des activités en cours de cession, correspondant à l’activité E&P hors Algérie et Norvège sont maintenues sur une ligne distincte du compte de résultat et du tableau de flux de trésorerie pour les périodes publiées et ce, jusqu'à la finalisation de la cession intervenue le 17 décembre 2020. Au 31 décembre 2020, les actifs et passifs des activités en cours de cession incluent les actifs E&P norvégiens et font l’objet d’une présentation en note 3.2.

Les effets dans ce nouveau contexte sur le compte de résultat et le tableau de flux de trésorerie du Groupe de l’application d’IFRS 5 au 31 décembre 2019 sont présentés ci-dessous.

Au 31 décembre 2020, la cession de l’activité E&P (hors actifs algérien et norvégien) a un impact de (117) millions d'euros sur le résultat net consolidé (ligne du « résultat net des activités en cours de cession »), compte tenu d’une perte de valeur constatée sur la base de la valeur nette consolidée de l’activité en cours de cession et du prix de cession tenant compte d'une estimation du complément de prix (voir note 10.8).

Cette cession contribue, par ailleurs, à une diminution de l’endettement financier net du Groupe de 187 millions d’euros.

Outre la crise sanitaire présentée en 1.4.1 et la cession de l'activité E&P présentée en note 1.4.2, les autres principaux évènements et transactions significatifs en 2020 du Groupe sont les suivants :

▪ Développement dans le nucléaire :

▪EDF a redémarré la centrale de Hunterston B et a confirmé son intention de passer en phase de démantèlement d'ici janvier 2022. Par ailleurs, Hinkley Point B dans le Somerset commencera la phase de déchargement du combustible, au plus tard le 15 juillet 2022 (cf. communiqués de presse d'EDF Energy du 27 août 2020 et 19 novembre 2020, voir note 10.8) ;

▪Le Groupe a réajusté le coût du programme Grand Carénage qui vise à améliorer la sûreté et à poursuivre le fonctionnement des réacteurs du parc nucléaire au-delà de 40 ans (cf. communiqué de presse du 29 octobre 2020 et voir note 10.6) ;

▪Actualisation du projet Hinkley Point C (cf. communiqué de presse du 27 janvier 2021 et voir notes 10.6 et 10.8).

▪ Opérations de financement :

▪EDF a lancé une émission majeure d'obligations vertes à option de conversion et/ou d'échange en actions nouvelles et/ou existantes (cf. communiqués de presse du 8 septembre 2020 et voir note 18.3.2.2 et 14.5) ;

▪EDF a levé 2,1 milliards d'euros par le biais de deux émissions hybrides (cf. communiqué de presse du 8 septembre 2020 et voir note 14.4.2) ;

▪EDF et Standard Chartered Banque ont signé une ligne de crédit de 200 millions d'euros indexée sur des critères ESG (cf. communiqué de presse du 30 octobre 2020 et voir note 18.4).

▪ Energies renouvelables :

▪EDF Renouvelables, Enbridge et wdp ont lancé la construction du parc éolien en mer de Fécamp (cf. communiqué de presse du 2 juin 2020 et voir note 12.3) ;

▪Les groupes EDF et CEI, partenaires pour construire et exploiter des projets éoliens en mer en Chine (cf. communiqué de presse du 2 juin 2020 et voir note 12.3) ;

▪EDEN Renewables India se renforce avec 1 350 MWc de nouvelles centrales solaires (cf. communiqué de presse d'EDF Renouvelables du 1er octobre 2020 et voir note 12.3) ;

▪Le consortium EDF Renouvelables - Jinko Power a finalisé le financement du plus important projet photovoltaïque au monde à Abu Dhabi et a lancé sa construction (cf. communiqué de presse du 22 décembre 2020 et voir note 12.3) ;

▪EDF a procédé à la mise en service opérationnelle de la nouvelle centrale hydroélectrique de Romanche-Gavet, le plus grand chantier hydroélectrique en France (97 MW) (cf. communiqué de presse du 9 octobre 2020).

Les principaux événements et transactions significatifs en 2019 du Groupe étaient les suivants :

▪ Développement dans le nucléaire :

▪EPR de Flamanville 3 : Suite aux écarts affectant les soudures des tuyauteries vapeur principales en exclusion de rupture, la décision de l’ASN portant sur la reprise des soudures de traversée de l’enceinte a conduit à une révision des coûts et du calendrier (cf. communiqués de presse du 11 avril 2019, du 20 juin 2019, du 26 juillet 2019, du 9 octobre 2019 et voir note 10.6) ;

▪Hinkley Point C : une revue des coûts, du calendrier et de l’organisation du projet HPC a été engagée (cf. communiqué de presse du 25 septembre 2019 et voir note 10.6).

▪ Energies renouvelables :

▪Le groupe EDF a lancé la construction du parc éolien en mer de Neart na Gaoithe de 450 MW avec son nouveau partenaire irlandais ESB qui prend une participation de 50 % dans le projet (cf. communiqué de presse du 28 novembre 2019 et voir notes 3.1 et 5.4.2).

La PPE pour les périodes 2019-2028 a été adoptée par le décret n° 2020-456 du 21 avril 2020, publiée au Journal officiel le 23 avril 2020. Les évolutions par rapport aux projets de PPE publiés le 25 janvier 2019 puis le 20 janvier 2020 ont essentiellement porté sur les énergies renouvelables. La PPE fixe l’objectif de doubler la capacité installée des énergies renouvelables électriques en 2028 par rapport à 2017 et d’augmenter les capacités d’éolien en mer avec 6 nouveaux appels d’offres sur la première période de la PPE. La stratégie d’EDF s’inscrit pleinement dans cette ambition.

Concernant la réduction de la production d’électricité nucléaire, outre la fermeture sur le premier semestre 2020 des deux réacteurs de Fessenheim (voir note 5.4.3), douze réacteurs devront être fermés d'ici 2035. Ces réacteurs seront arrêtés à l'échéance de leur 5e visite décennale, à l’exception de deux réacteurs qui fermeront par anticipation en 2027 et 2028 (deux autres réacteurs pourraient être également être fermés par anticipation en 2025-2026 si certaines conditions sont réunies, relatives notamment au prix de l’électricité et à la sécurité d’approvisionnement). Seront privilégiées les fermetures minimisant l’impact économique et social, l’impact sur le réseau électrique et celles ne conduisant pas à l’arrêt total d’un site. A la demande du Gouvernement et sur la base de ces critères, EDF a proposé le 20 janvier 2020, d'étudier la mise à l’arrêt de paires de réacteurs sur les sites de Blayais, Bugey, Chinon, Cruas, Dampierre, Gravelines et Tricastin. Il est également précisé que les fermetures anticipées de réacteurs seront confirmées 3 ans avant leur mise en œuvre.

L'adoption de la PPE en avril 2020 a conduit à réestimer les provisions nucléaires au 30 juin 2020 en prenant en compte différents scénarios de fermeture anticipée à 2027 et 2028 de deux réacteurs, ce qui se traduit par une hausse de 32 millions d’euros des provisions nucléaires au 31 décembre 2020 (principalement sur les provisions pour déconstruction, voir note 15.1.1.3). De même, une accélération des plans d'amortissement a été estimée sur la base de ces scénarios, conduisant à une hausse des dotations sur le deuxième semestre, sans impact significatif sur les comptes du Groupe (voir note 1.3.4.1).

En ce qui concerne la centrale de Fessenheim, la mise à l’arrêt a été réalisée, pour le premier réacteur le 22 février 2020 et le second le 30 juin 2020, conformément au décret n° 2020-129 du 18 février 2020 qui abroge l'autorisation d'exploiter la centrale (voir note 5.4.3).

Comme annoncé dans le projet de PPE publié le 25 janvier 2019, le Gouvernement a lancé, en janvier 2020, un appel à contributions sur les constats fondamentaux qui ont conduit au projet de la réforme de la régulation économique du nucléaire existant ainsi que sur ses principes de construction et de fonctionnement. Ce projet de régulation, qui remplacerait l’ARENH, imposerait à EDF d’assurer au bénéfice de l’ensemble des consommateurs français, de manière transparente et non discriminatoire, un service d’intérêt économique général (SIEG) portant sur la protection du consommateur et du climat.

Ce SIEG s’appuierait sur une régulation économique du parc nucléaire existant pour concilier et contribuer aux objectifs suivants :

Comme de nombreux autres acteurs du secteur, le groupe EDF a contribué à cette consultation, qui s’est achevée le 17 mars 2020.

Dans ce contexte, la ministre de la Transition écologique et solidaire et le ministre de l’Économie et des Finances ont confié à la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE) une mission relative à l'expertise des coûts supportés par l’opérateur nucléaire et à la détermination de la juste rémunération de cette activité dans le cadre de la future régulation du nucléaire existant envisagée par les autorités françaises. Le 7 juillet 2020, lors d'une audition devant la Commission des affaires économiques de l'Assemblée nationale, le président de la CRE Jean-François Carenco a indiqué que la CRE, avait rendu au Gouvernement son rapport sur le coût du nucléaire en France. La CRE a également présenté les conclusions de son rapport devant la Direction générale de la Concurrence de la Commission Européenne le 16 juillet 2020.

Les termes et conditions d’une nouvelle régulation du nucléaire existant sont en cours d’instruction entre le gouvernement français et la Commission Européenne.

Sur l’exercice 2020, le Groupe connaît les évolutions du périmètre de consolidation suivantes :

Sur l’exercice 2019, le Groupe a connu les évolutions du périmètre de consolidation suivantes :