La variation des capitaux propres du 1er janvier au 31 décembre 2021 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 2021.

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 2021 ont été établis sous la responsabilité du Conseil d’administration, qui les a arrêtés en date du 17 février 2022. Ces comptes ne seront définitifs qu’à l’issue de l’Assemblée générale, qui se tiendra le 12 mai 2022.

En application du règlement européen 1606/2002 du 19 juillet 2002 sur les normes internationales, les comptes consolidés du 31 décembre 2021 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 2021. 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 2021.

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 2021 sont identiques à celles utilisées dans les états financiers au 31 décembre 2020 à l’exception des changements des notes 1.2.1, 1.2.2, 1.2.3 et 1.2.4 ci-après. Sont également précisés les textes adoptés par l’Union européenne et applicables à compter du 1er janvier 2022 (note 1.2.5).

Les principes et méthodes comptables appliqués sont détaillés dans les différentes notes concernées.

Ces amendements, adoptés le 13 janvier 2021, sont applicables depuis le 1er janvier 2021.

Les principaux taux concernés, utilisés par EDF, sont l’Eonia, le Libor USD et le Libor GBP.

La modification des taux d’intérêt effectifs consécutive à la réforme est appliquée de manière prospective, sans impact en résultat et les relations de couverture des instruments concernés sont maintenues.

Cette réforme est sans impact significatif sur le résultat 2021 et ses effets sont principalement de nature opérationnelle (renégociation de contrats, clauses de fallback, évolution des systèmes d’information).

Compte-tenu de sa position pérenne emprunteuse à taux fixe (voir la note 18.3.3.3), l’essentiel de l’exposition d’EDF se concentre sur des instruments dérivés de taux utilisés pour variabiliser la dette. Sur ces instruments, les courbes de référence des contrats de collatéraux ont été modifiées pour remplacer l’Eonia par l’Ester. Ces évolutions se sont traduites par la réception d’une soulte de 22 millions d'euros comptabilisée en contrepartie d’un ajustement de valeur des instruments dérivés.

Par ailleurs, dans le cadre de son adhésion au protocole ISDA Fallback au mois de novembre 2021, le Libor GBP a été remplacé par le Sonia sur l’ensemble des instruments dérivés concernés à compter du 1er janvier 2022.

Pour le Libor USD, les opérations de remplacement seront menées dans le cadre du calendrier de cessation de sa publication, soit d’ici le 30 juin 2023.

L’application de l'amendement « Allégements de loyer liés à la Covid-19 » a été prolongée d’un an (paiements au plus tard le 30 juin 2022). Il permet au preneur qui bénéficie de franchises ou réductions de loyer directement liées à la Covid-19 de les comptabiliser directement au compte de résultat.

Cet amendement est sans impact sur les comptes du Groupe.

En mai 2021, l’IASB a approuvé la décision de l’IFRIC portant sur l’attribution des droits des régimes pour avantages du personnel postérieurs à l’emploi.

Sont principalement concernées par cette décision, les indemnités de fin de carrière des régimes spécifiques des Industries électriques et gazières de France (IEG). Celles-ci représentaient un montant d’engagements de 941 millions d'euros au 31 décembre 2020 pour les deux secteurs opérationnels « France – Activités de production et commercialisation » et « France – Activités régulées » (voir note 16.2.2).

La modification de la méthode d’acquisition des droits conduit à une diminution des engagements de (67) millions d'euros avant d'impôts au 1er janvier 2021, comptabilisée en capitaux propres (dans la ligne « Autres variations »).

En avril 2021, l’IASB a confirmé la position prise par l’IFRIC en mars 2021 faisant suite à sa décision provisoire de décembre 2020 concernant la comptabilisation des coûts de configuration et de personnalisation d’un logiciel mis à disposition par un fournisseur dans le cadre d’un contrat de type SaaS (Software as a Service), ce sujet ayant été porté à l’agenda dans le contexte d’une diversité de pratiques observées. La décision d’agenda de l’IFRIC indique que dans la plupart des cas, en application d’IAS 38, ces coûts doivent être reconnus en charges et non en immobilisations incorporelles car d’une part, l’entité ne contrôle pas le logiciel et d’autre part, les activités de personnalisation/configuration ne génèrent pas une ressource contrôlée par le client, distincte du logiciel.

En application de cette décision, les coûts de configuration et de personnalisation des logiciels SAAS qui avaient antérieurement été immobilisés, ont été retraités au 1er janvier 2021 en contrepartie des capitaux propres dans la ligne « Autres variations » pour un montant de (88) millions d’euros avant impôts. Les coûts de configuration et de personnalisation exposés en 2021 relatifs à ces contrats sont comptabilisés sur la ligne « Autres consommations externes ».

A compter du 1er janvier 2022, les produits de la vente d’éléments générés par un actif non encore en service ne seront plus comptabilisés en déduction du coût de l’immobilisation. Ces produits ainsi que les coûts associés devront être enregistrés en résultat.

Le Groupe sera concerné au titre de ses projets de construction d’installations de production d’énergie.

Ces amendements précisent les coûts à inclure lors de la détermination du caractère onéreux ou non d’un contrat.

Le Groupe n’anticipe pas d’impact significatif pouvant résulter de leur application.

Le Groupe n’anticipe pas d’impact significatif concernant les amendements suivants :

▪« Améliorations annuelles du cycle 2018-2020 » ;

▪IFRS 3 « Regroupement d’entreprises - Référence au cadre conceptuel ».

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.

Toutefois, 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 existant 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.

Ainsi, depuis plusieurs années, le Groupe prépare la prolongation de cette durée d’exploitation et engage les investissements nécessaires dans le cadre du programme industriel dit de « Grand Carénage », dont le principe a été approuvé en Conseil d’administration en janvier 2015.

La durée d’amortissement des tranches du palier 900 MWe 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.

L’ASN a statué le 23 février 2021 sur les conditions de la poursuite de fonctionnement des réacteurs de 900 MWe d’EDF au-delà de leur quatrième réexamen périodique. L’Autorité considère que « l’ensemble des dispositions prévues par EDF et celles qu’elle prescrit ouvrent la perspective d’une poursuite de fonctionnement de ces réacteurs pour les dix ans qui suivent leur quatrième réexamen périodique ». Cette décision clôt la phase dite « générique » du réexamen, qui concerne les études et les modifications des installations communes à tous les réacteurs de 900 MWe, ceux-ci étant conçus sur un modèle similaire.

Après la tête de série Tricastin 1 en décembre 2019, Bugey 2, Bugey 4 et Tricastin 2 ont franchi le cap des 40 ans d’exploitation et redémarré après la réussite de leur quatrième visite décennale (VD4) sur l’année 2021. Trois visites décennales (VD4 : Dampierre 1, Bugey 5 et Gravelines 1) étaient par ailleurs en cours au 31 décembre 2021. La quatrième visite décennale de Dampierre 1 s’est achevée le 5 février 2022.

La durée d’amortissement des autres paliers (1 300 MWe et 1 450 MWe), qui sont plus récents, était, jusqu’au 31 décembre 2020, maintenue à 40 ans.

Sur l’exercice 2021, les conditions techniques, économiques et de gouvernance conduisant à un allongement de la durée d’amortissement des centrales du palier 1 300 MWe étant réunies, le Groupe a procédé à ce changement d’estimation au 1er janvier 2021, pour l’ensemble des centrales du palier 1 300 MWe (voir note 1.4.1 Allongement à 50 ans de la durée d’amortissement des centrales nucléaires REP 1 300 MWe en France).

La durée d’amortissement des tranches du palier 1 450 MWe (les quatre réacteurs de Chooz et Civaux) qui est beaucoup plus récent, est, à ce stade, maintenue à 40 ans, les conditions pour un allongement n’étant pas encore réunies.

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

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 réestimation 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 2021 sont appropriées et justifiées. Des modifications de ces hypothèses dans le futur pourraient cependant avoir un impact significatif dans les états financiers 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 et/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 MWe et 1 300 MWe et 40 ans pour les centrales du parc 1 450 MWe).

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 2021 sont détaillées en note 16. Ces hypothèses sont mises à jour annuellement. Le Groupe estime que les hypothèses actuarielles retenues au 31 décembre 2021 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 concessions 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 des passifs 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).

Le Groupe considère que toutes les conditions techniques, économiques et de gouvernance nécessaires, permettant de mettre en cohérence la durée d’amortissement de ses centrales REP 1 300 MWe en France avec sa stratégie industrielle, sont réunies en 2021.

Tout d’abord, compte tenu des études et travaux déjà effectués, notamment pour le remplacement de composants et la maîtrise du vieillissement des matériels, le Groupe a un niveau d’assurance suffisant quant à la capacité technique des installations 1 300 MWe à fonctionner au moins 50 ans. Ceci est également conforté par le benchmark international.

Par ailleurs, le Groupe progresse avec l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) sur son programme du réexamen périodique pour la quatrième visite décennale du palier 1 300 MWe (VD4 1 300 – projet inclus dans le programme Grand Carénage). Ce programme suit une méthodologie de travail et vise des ambitions, tout particulièrement en matière de sûreté, analogues au quatrième réexamen périodique du palier 900 MWe dont il tire bénéfice des enseignements. En décembre 2019, l’ASN, dans sa réponse au Dossier d’Orientation du Réexamen associé aux quatrièmes visites décennales des réacteurs de 1 300 MWe, y indiquait globalement son accord avec les thèmes retenus et engagements pris par l’entreprise pour la réalisation des VD4.

Surtout, l’accord de l’ASN publié en février 2021 sur la partie générique de la poursuite de fonctionnement des réacteurs 900 MWe pour les dix ans suivant leur quatrième réexamen périodique, et la réussite industrielle des premières occurrences des quatrièmes visites décennales des tranches du palier 900 MWe (après la tête de série Tricastin 1 en décembre 2019, Bugey 2 et Bugey 4 ont franchi le cap des 40 ans d’exploitation et redémarré après la réussite de leur quatrième visite décennale sur le premier semestre 2021, et Tricastin 2 sur le deuxième semestre 2021) renforcent la confiance d’EDF dans la pertinence et la maitrise de son programme pour le palier 1 300 MWe.

Au terme de sa VD4, le palier REP 1 300 MWe aura ainsi atteint un niveau de sûreté se rapprochant de celui fixé pour l’EPR.

De plus, la prolongation du palier 1 300 MWe au-delà de 40 ans, présente une rentabilité élevée, même en cas de scénarios de prix long-terme dégradés et dans différents scénarios de sensibilité.

Enfin, un fonctionnement des tranches 1 300 MWe à 50 ans est compatible avec les dispositions de la loi Énergie Climat du 8 novembre 2019 (50 % de la part du nucléaire dans la production d’électricité en 2035) et le décret d’adoption de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie du 21 avril 2020. L’étude réalisée par RTE à la demande du gouvernement sur des scénarios de mix électrique permettant d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050, intitulée « Futurs énergétiques 2050 » dont le rapport d'étape a été publié en juin 2021 et dont les principaux résultats de l'étude ont été publiés le 25 octobre 2021, constate un besoin important de capacité de production décarbonée, et retient dans tous ses scénarios pour la période post-2035 une hypothèse de poursuite d’exploitation du parc existant au-delà de 50 ans, avec des fermetures s’échelonnant entre 50 et 60 ans.

Compte tenu de l’ensemble de ces facteurs, le Groupe considère que la meilleure estimation de la durée d’amortissement des centrales du palier 1 300 MWe est aujourd’hui de 50 ans. Cette estimation comptable ne préjuge pas des décisions d’autorisation de poursuite d’exploitation qui seront données tranche par tranche par l’Autorité de sûreté nucléaire après chaque visite décennale, comme prévu par la loi et comme c’est déjà le cas aujourd’hui.

Le Groupe a ainsi procédé à ce changement d’estimation comptable au 1er janvier 2021, pour l’ensemble des centrales du palier 1 300 MWe.

Ce changement d’estimation, mis en œuvre de façon prospective, a les conséquences suivantes sur les états financiers du Groupe au 31 décembre 2021 :

▪Au 1er janvier 2021, du fait principalement des décalages des échéanciers de décaissements, les provisions liées à la production nucléaire diminuent globalement de 1 016 millions d’euros (voir note 15), dont 848 millions d’euros soumis à couverture par des actifs dédiés. Cette diminution de provision est imputée principalement sur la valeur nette comptable des actifs conformément à IFRIC 1 (à hauteur de 1 031 millions d’euros, voir note 10.3), et pour le reste sur le compte de résultat (à hauteur de (15) millions d’euros). Elle est fiscalisée en grande partie et a généré un décaissement d’impôt de 184 millions d’euros ;

▪Sur l'exercice 2021 :

▪la mise en œuvre d’une durée d’amortissement plus longue de 10 ans, ainsi que la diminution de la valeur des actifs au 1er janvier en lien avec la diminution des provisions nucléaires, entraînent une moindre charge d’amortissement estimée, par rapport à une durée d’amortissement qui aurait été maintenue à 40 ans, à 564 millions d’euros sur l'exercice,

▪la diminution des provisions nucléaires au 1er janvier 2021 entraîne une diminution de la charge de désactualisation de 33 millions d’euros,

▪la reprise en résultat des contributions reçues sur centrales en participation diminue de 23 millions d’euros.

Au global, les différents effets viennent augmenter le résultat avant impôt de l'exercice de 559 millions d’euros, et le résultat net part du Groupe consolidé de 405 millions d’euros.

L’augmentation significative en 2021 des prix de marché de l’électricité, ainsi que du gaz, particulièrement sur le deuxième semestre et plus encore sur le dernier trimestre a eu différents effets sur les états financiers du Groupe, affectant la comparabilité des comptes sur différentes dimensions, que les différentes notes annexes s’attachent à mettre en exergue. A titre illustratif, sur la France, l'augmentation des moyennes des prix spot électricité en base est de l’ordre de 240 % entre 2020 et 2021, et celle des contrats annuels à terme en base est de l’ordre de 113 % entre 2020 et 2021.

Les principaux postes concernés sont les suivants, de façon non exhaustive :

Au niveau du bilan :

Au niveau du compte de résultat :

De façon générale, les niveaux de prix élevés ont eu des impacts significatifs à la hausse sur le chiffre d’affaires (voir note 5.1.2) et les achats de combustibles et d’énergie (voir note 5.2). La marge de trading au sein du chiffre d’affaires a pu bénéficier de la volatilité et des niveaux de prix élevés des énergies.

La profitabilité de certaines entités du Groupe a été en revanche pénalisée par des achats d’électricité à des prix très élevés sur les marchés en fin d’année, en fonction de leur propre équilibre offre-demande, prix qui n’ont pu être que partiellement répercutés sur les prix de ventes aux clients finals en 2021, en fonction des différents systèmes régulatoires en place, le cas échéant : c’est en particulier le cas pour les segments France – Activités de production et de commercialisation ; Royaume-Uni ; et dans une moindre mesure notamment pour les segments Autre International – Belgique ; France – Activités régulées (coût des achats de pertes) (voir note 5).

La note 23 indique par ailleurs les mesures annoncées à ce jour par le gouvernement français, ainsi que britannique, pour limiter les effets de la hausse des prix de marché sur les consommateurs en 2022.

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 et les services.

Dans le cadre de la clôture semestrielle au 30 juin 2020, puis dans le cadre de la clôture annuelle au 31 décembre 2020, un travail approfondi avait été réalisé dans les différentes entités du Groupe et au niveau central afin d’élaborer des estimations fiables des impacts liés à la crise sanitaire dans les états financiers du Groupe sur la base de reportings spécifiques et des principes d’évaluation explicités dans les états financiers semestriels (voir note 2.1) et annuels 2020 (voir note 1.4.1).

Les effets de la crise sanitaire sur l’excédent brut d’exploitation du Groupe étaient évalués à (1 479) millions d’euros au 31 décembre 2020 – principalement relatifs aux secteurs :

▪France – Activités de production et commercialisation pour (872) millions d’euros, en lien avec la baisse de la production nucléaire, la diminution de la demande, la constatation de provisions pour dépréciation clients ;

▪France – Activités régulées pour (237) millions d’euros, en lien avec la diminution des volumes acheminés, la baisse des raccordements du fait de l’arrêt ou le ralentissement des chantiers ; et

▪Royaume-Uni pour (182) millions d’euros, principalement en lien avec la baisse de la demande.

Même si la crise sanitaire a continué à produire des effets sur l'année 2021, ses effets sur l’excédent brut d’exploitation au 31 décembre 2021 du Groupe présentent un caractère peu significatif, diffus et difficilement traçable.

S'agissant de l'estimation des pertes de crédit sur les créances clients, au 31 décembre 2020, les différentes analyses conduites dans les différentes entités du Groupe avaient conduit à une augmentation des dépréciations des créances clients en lien avec la crise, à hauteur de 223 millions d’euros sur l’exercice au sein des « Autres charges et produits opérationnels » du compte de résultat, sur la base des principes exposés en note 1.4.1.2 des états financiers au 31 décembre 2020, dont 80 millions d’euros sur la France – Activités de production et 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. 

Au 31 décembre 2021, la mise à jour des analyses de risques tenant compte des niveaux de recouvrement observés sur l'année, a conduit à procéder à des reprises de provisions sur les différents secteurs opérationnels pour un total de 115 millions d'euros.

Les principaux évènements et transactions significatifs en 2021 et jusqu'à la date de l'arrêté des comptes du Groupe sont les suivants :

▪Développements dans le nucléaire :

▪EDF a remis à l’exploitant nucléaire indien NPCIL l’offre technico-commerciale engageante française en vue de la construction de six EPR sur le site de Jaitapur (cf. communiqué de presse du Groupe du 23 avril 2021) ;

▪EDF a décidé de mettre Dungeness B en phase de déchargement du combustible (cf. communiqué de presse d'EDF Energy du 7 juin 2021, voir notes 7, 10.8, 15.2) ;

▪Le 13 janvier 2022, EDF a actualisé son estimation de production nucléaire en France pour 2022 (cf. communiqué de presse du Groupe du 13 janvier 2022, voir note 23) ;

▪Le 7 février 2022, EDF a ajusté son estimation de production nucléaire en France pour 2022 (cf. communiqué de presse du Groupe du 7 février 2022, voir note 23) ;

▪Le 11 février 2022, EDF a ajusté son estimation de production nucléaire en France pour 2023 (cf. communiqué de presse du Groupe du 11 février 2022, voir note 23).

▪Plans de cession :

▪Edison a finalisé la vente d'Edison Norge à Sval Energi pour une valeur de 374 millions de dollars (cf. communiqué de presse d'Edison du 25 mars 2021, voir note 3.1) ;

▪Edison a finalisé la cession de Infrastrutture Distribuzione Gas (IDG) à 2i ReteGas pour 150 millions d’euros (cf. communiqué de presse d'Edison du 30 avril 2021, voir note 3.1) ;

▪Dalkia a annoncé la finalisation de la cession de sa filiale Dalkia Wastenergy avec Paprec (cf. communiqué de presse de Dalkia du 28 juillet 2021, voir notes 3.1 et 7) ;

▪EDF a finalisé la vente de sa participation dans CENG (cf.  communiqué de presse du Groupe du 9 août 2021, voir notes 3.1 et 7) ;

▪EDF a finalisé la cession de la centrale CCGT de West Burton B à EIG (cf. communiqué de presse d'EDF Energy du 31 août 2021, voir note 3.1) ;

▪Opérations de financement :

▪EDF a lancé le 26 mai 2021 une émission d’obligations sociales hybrides à durée indéterminée libellées en euros, pour un montant nominal total de 1,25 milliard d’euros (cf. communiqué de presse du Groupe du 27 mai 2021, voir note 14.4) ;

▪EDF a lancé le 23 novembre 2021 une émission d’obligations vertes senior pour un montant nominal de 1,75 milliard d’euros (cf. communiqué de presse du Groupe du 24 novembre 2021, voir note 18.3.2.2) ;

▪EDF a annoncé le 23 décembre 2021 la signature d'une nouvelle facilité de crédit indexée sur des indicateurs sociaux et syndiquée auprès de 9 banques (cf. communiqué de presse du Groupe du 23 décembre 2021, voir note 18.4).

▪Energies renouvelables :

▪Edison a finalisé l'acquisition de E2i (cf. communiqué de presse d'Edison du 16 février 2021, voir notes 1.3.4.9 et 3.1) ;

▪EDF Renouvelables, Enbridge et wpd lancent la construction du parc éolien en mer du Calvados (cf. communiqué de presse d'EDF Renouvelables le 22 février 2021, voir note 12.3) ;

▪Conclusion d’un accord transactionnel entre EDF et Areva (cf. communiqué de presse du Groupe du 30 juin 2021, voir note 7) ;

▪EDF arrête le projet Écocombust de développement d'un nouveau combustible à base de bois de classe B (cf. communiqué de presse du Groupe du 8 juillet 2021, voir note 10.3) ;

▪Framatome a annoncé la finalisation de l'acquisition de Rolls Royce Civil Nuclear I&C (cf. communiqué de presse de Framatome du 8 novembre 2021, voir note 3.1) ;

▪Mesures exceptionnelles annoncées par le gouvernement Français (cf. communiqué de presse du Groupe du 13 janvier 2022, voir note 23) ;

▪EDF signe un accord d’exclusivité pour l’acquisition d’une partie de l’activité nucléaire de GE Steam Power (cf. communiqué de presse du Groupe du 10 février 2022, voir note 23).

Outre la crise sanitaire, les principaux évènements et transactions significatifs en 2020 du Groupe étaient 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 note 10.6).

▪Plans de cession :

▪Edison a finalisé la cession d'Edison Exploration & Production SpA à Energean (cf. communiqué de presse d'Edison du 17 décembre 2020 et voir note 3.1).

Sur l’exercice 2021, le Groupe connaît les évolutions du périmètre de consolidation suivantes :

Le 16 février 2021, Edison a annoncé la finalisation de l'accord signé le 14 janvier 2021 avec F2i Fondi Italiani per le Infrastrutture pour l'acquisition de 70 % d'E2i Energie Speciali, société leader dans le secteur éolien italien et déjà consolidée en intégration globale par Edison qui détenait une participation de 30 %, en application d'une gouvernance spécifique.

L’acquisition a contribué à une augmentation de l’endettement financier net du Groupe de 0,3 milliard d’euros.

S’agissant d’une acquisition d’intérêts minoritaires sans changement de méthode de consolidation, l’écart de 155 millions d’euros constaté entre le prix d'achat et les capitaux propres acquis a été enregistré en diminution des capitaux propres part du Groupe.

Le 25 mars 2021, Edison a annoncé la finalisation de l'accord signé avec Sval Energi le 30 décembre 2020 pour la vente de 100 % d'Edison Norge AS (activités d'exploration et de production d'hydrocarbures en Norvège).

Pour rappel, les éléments du bilan de l’ensemble des activités d’Edison Norge avaient été reclassés, au 31 décembre 2020, en actifs et passifs détenus en vue de leur vente (voir note 3.2).

La transaction s'inscrit dans le cadre de la sortie des activités d'exploration et de production d'hydrocarbures et fait suite à une première opération entre Edison Exploration et Production et Energean réalisée en décembre 2020. Elle est fondée sur une valeur d’entreprise estimée à 374 millions de dollars et comprend un versement de 12,5 millions de dollars à recevoir à la date de mise en service du champ de Dvalin.

La cession d’Edison Norge a contribué à une diminution de l’endettement financier net du Groupe de 0,3 milliard d’euros et n’a pas d’effet significatif sur le compte du résultat du Groupe.

Le 30 avril 2021, Edison a annoncé avoir cédé à 2i Rete Gas 100 % de la société Infrastrutture Distribuzione Gas (IDG) pour 150 millions d'euros, conformément à un accord signé le 14 janvier 2021.

IDG gère des réseaux et des installations de distribution de gaz dans 58 communes des Abruzzes, d'Émilie-Romagne, du Latium, de Lombardie et de Vénétie, et est présente dans 17 zones territoriales minimales (Atem) et compte 152 000 clients.

Pour rappel, les éléments du bilan de l’ensemble d’IDG avaient été reclassés, au 31 décembre 2020, en actifs et passifs détenus en vue de leur vente (voir note 3.2).

Cette transaction a contribué à une diminution de l’endettement financier net du Groupe de 0,2 milliard d’euros et n’a pas d’effet significatif sur le compte du résultat du Groupe.

Ces deux opérations (Edison Norge et IDG) permettront à Edison de soutenir le plan de croissance de l'entreprise dans les domaines stratégiques, à savoir la production d’énergies renouvelables et à faible teneur en carbone, l'efficacité énergétique, la mobilité durable et les services à valeur ajoutée pour les clients.

A la suite de l’obtention des autorisations réglementaires requises, Dalkia a annoncé le 28 juillet 2021 avoir réalisé la cession de 100 % du capital de Dalkia Wastenergy (ex TIRU) à Paprec.

Cette transaction a contribué à une diminution de l’endettement financier net du Groupe de 0,1 milliard d’euros et n'a pas d'effet significatif sur le compte du résultat du Groupe.

Le 9 août 2021, EDF a annoncé avoir réalisé la cession de sa participation de 49,99 % dans Constellation Energy Nuclear Group, LLC (“CENG”) à son partenaire dans la joint-venture, Exelon Generation, LLC (“Exelon”). La cession s’inscrit dans le cadre de l’option de vente conclue en avril 20141 entre EDF et Exelon, permettant à EDF de céder sa participation à Exelon à sa juste valeur et qu’EDF avait exercée en janvier 20202.

Le prix de cession de la participation d’EDF dans CENG s’élève à 885 millions de dollars (750 millions d'euros) et contribue à une diminution de l'endettement financier du Groupe du même montant.

Cette transaction a un impact de (0,3) milliard d'euros sur le compte de résultat du Groupe.

Le 9 avril 2021, EDF a annoncé la signature d'un accord engageant avec le fonds d’investissement EIG pour la vente de la centrale thermique à cycle combiné gaz de 1 332 MWe et de l'installation de stockage de batteries (49 MWe) de West Burton B dans le Nottinghamshire et du projet de développement, West Burton C. La cession a été finalisée le 31 aout 2021, suite à la réalisation de toutes les conditions suspensives nécessaires.

Cette transaction a contribué à une diminution de l’endettement financier net du Groupe de 0,3 milliard d’euros et n’a pas d’effet significatif sur le compte du résultat du Groupe.

Le 9 novembre 2021, la société Pod Point, filiale d'EDF spécialiste britannique des infrastructures de charge pour les véhicules électriques, est entrée à la Bourse de Londres. L’introduction en Bourse, réalisée via l’émissions d’actions nouvelles, lui a permis de lever 120 millions de livres sterling. A l’issue des opérations, EDF conserve le contrôle avec une participation de plus de 50 % dans le capital de Pod Point.

S’agissant d’une cession d’intérêts minoritaires sans changement de méthode de consolidation, l’écart non significatif constaté entre le prix de cession et les capitaux propres cédés a été enregistré en augmentation des capitaux propres part du Groupe.

Cette transaction a contribué à une diminution de l’endettement financier net du Groupe de 0,1 milliard d’euros.

Framatome a finalisé le 8 novembre 2021 l’acquisition de l’activité contrôle-commande et instrumentation (I&C) de Rolls-Royce Civil Nuclear qui avait été signée le 7 décembre 2020.

L’intégration des produits et des technologies de Rolls-Royce Civil Nuclear (tels que Spinline, Rodline et Hardline) va permettre à Framatome de capitaliser sur son expertise d’ingénierie, d’élargir son empreinte industrielle, de renforcer sa capacité à servir ses clients et de développer son implantation dans le contrôle-commande et l’instrumentation nucléaire à l’échelle mondiale.

S’agissant d’une prise de contrôle, l’écart de 92 millions d’euros constaté entre le prix d'achat et les capitaux propres acquis a été enregistré en goodwill.

Le 14 décembre 2021, Edison et Crédit Agricole Assurances ont finalisé la transaction signée le 3 décembre 2021 par laquelle Crédit Agricole Assurances devient le partenaire financier de long terme d'Edison en acquérant 49 % de la plateforme d'Edison Renewables et en participant au développement de la production éolienne et photovoltaïque. Cette transaction valorise Edison Renewables à plus de 2 milliards d'euros et fait suite à l'acquisition de 70 % du capital de E2i le 16 février 2021.

Edison conserve le contrôle total de l'activité et de la gouvernance de la société et conduira son développement dans les énergies renouvelables conformément aux objectifs de décarbonation fixés par le PNIEC italien (Plan National Intégré pour l'Energie et le Climat) et le Green Deal européen. Edison continuera à consolider intégralement Edison Renewables, qui dispose d'actifs dans les énergies renouvelables pour une capacité totale de 1,1 GW, dont environ 1 000 MWe de parcs éoliens situés dans les zones les plus ventées du pays.

S’agissant d’une cession d’intérêts minoritaires sans changement de méthode de consolidation, l’écart de 455 millions d’euros constaté entre le prix de cession et les capitaux propres cédés a été enregistré en augmentation des capitaux propres part du Groupe.

Cette transaction a contribué à une diminution de l’endettement financier net du Groupe de 0,9 milliard d’euros.

Sur l’année 2021, l’ensemble des transactions réalisées dans le cadre du plan de cessions d’actifs a contribué à une diminution de l’endettement financier net de 2,8 milliards d’euros.

Sur l'exercice 2020, les principales évolutions du périmètre de consolidation ont été les suivantes :

En application d’IFRS 5, les actifs et passifs détenus en vue de leur vente sont détaillés ci-dessous :

Au 31 décembre 2021, les actifs et passifs détenus en vue de leur vente concernent les éléments de bilan suivants :

▪à l'actif, le montant résiduel correspond au complément de prix sur projet gazier Dvalin (E&P Norvège) et Cassiopea (E&P Italie) ;

▪au passif, le montant résiduel correspond aux provisions sur contrat Energian.

La diminution des actifs et passifs s’explique par :

▪la cession d'Edison Norge en mars 2021 (voir note 3.1) qui représentait un montant de 331 millions d'euros à l'actif et de 42 millions d'euros au passif au 31 décembre 2020 ;

▪la cession d'Infrastrutture Distribuzione Gas (IDG) en avril 2021 (voir note 3.1) qui représentait un montant de 98 millions d'euros à l'actif et de 7 millions d'euros au passif au 31 décembre 2020 ;

▪la cession de la participation dans CENG en août 2021 (voir note 3.1), qui représentait un montant de 1 811 millions d'euros à l'actif au 31 décembre 2020.

Sur l'exercice 2020, la ligne dédiée « Résultat net des activités en cours de cession » comprenait l’activité E&P d’Edison (hors Algérie et Norvège) ainsi que les pertes de valeur relatives à ces actifs.

Pour rappel les actifs E&P concernés ayant été cédés en décembre 2020, aucun résultat n’est présenté au titre des activités en cours de cession sur 2021 à l'exception de l'estimation des ajustements de prix ou de garanties en lien avec la transaction (voir note 1.4.2 de l'annexe aux comptes consolidés au 31 décembre 2020).

Les principaux indicateurs de résultat de l’activité E&P (hors Algérie et Norvège) sur 2020 et 2021 sont les suivants :

Les activités du Groupe sont définies comme suit :

Les sociétés et paliers de consolidation faisant partie du périmètre de consolidation du Groupe sont mentionnés ci-après.