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RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
1
Avertissement
Cette présentation ne constitue pas une offre de vente de valeurs mobilières aux États-Unis ou dans tout autre pays.
Aucune assurance ne peut être donnée quant à la pertinence, l’exhaustivité ou l’exactitude des informations ou opinions contenues
dans cette présentation, et la responsabilité des dirigeants d’EDF ne saurait être engagée pour tout préjudice résultant de
l’utilisation qui pourrait être faite de cette présentation ou de son contenu.
Le présent document peut contenir des objectifs ou des prévisions concernant la stratégie, la situation financière ou les résultats du
groupe EDF. EDF estime que ces prévisions ou objectifs reposent sur des hypothèses raisonnables mais qui peuvent s’avérer
inexactes et qui sont en tout état de cause soumises à des facteurs de risques et incertitudes. Il n’y a aucune certitude que les
évènements prévus auront lieu ou que les résultats attendus seront effectivement obtenus. Les facteurs importants susceptibles
d’entraîner des différences entre les résultats envisagés et ceux effectivement obtenus comprennent notamment la réussite des
initiatives stratégiques, financières et opérationnelles d’EDF fondées sur le modèle d’opérateur intégré, l’évolution de
l’environnement concurrentiel et du cadre réglementaire des marchés de l’énergie, et les risques et incertitudes concernant l’activité
du Groupe, sa dimension internationale, l’environnement climatique, les fluctuations des prix des matières premières et des taux de
change, les évolutions technologiques, l’évolution de l’activité économique.
Des informations détaillées sur ces risques potentiels et incertitudes sont disponibles dans le Document de Référence d’EDF
déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 8 avril 2014 (consultable en ligne sur le site internet de l’AMF à l’adresse
www.amf-france.org ou celui d’EDF à l’adresse www.edf.com).
EDF ne s’engage pas et n'a pas l'obligation de mettre à jour les informations de nature prévisionnelle contenues dans ce document
pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de cette présentation.
2
Sommaire
 Comptes consolidés 2013 retraités
4
 Comptes consolidés S1 2014
16
 Financement et trésorerie
50
 Stratégie et investissements
61
 EDF Énergies Nouvelles
71
 France – Production
77
 Royaume-Uni – Nucléaire
80
 Italie
83
 Réglementation
87
 France – Domaine régulé
95
 France – Commerce
101
 France – CSPE
106
 Marchés
112
3
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Comptes consolidés 2013 retraités
4
Comptes consolidés 2013 retraités
IFRS 10 & 11
 Ces normes sont d’application obligatoire au 1er janvier 2014
 Principales conséquences de ce changement de méthode comptable :
□
l'application d'IFRS 11 conduit à considérer les partenariats du groupe EDF
comme des coentreprises et à les consolider par mise en équivalence,
à l'exception de quelques entités non significatives qui sont considérées comme
des opérations conjointes (consolidation des actifs, passifs, charges et produits relatifs
aux intérêts détenus). Les principales sociétés concernées par un passage en mise en
équivalence sont Dalkia, CENG, ESTAG, SSE (société cédée le 27 novembre 2013) et
certaines filiales d’EDF Énergies Nouvelles et d’Edison
□
la nouvelle définition du contrôle donnée par IFRS 10 ne modifie pas de manière
significative le périmètre de consolidation du Groupe
 Ce changement de méthode est comptabilisé de manière rétrospective
5
Comptes consolidés 2013 retraités
Compte de résultat S1 2013 retraité
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Achats de combustible et d’énergie
Autres consommations externes
Charges de personnel
Impôts et taxes
Autres produits et charges opérationnels
EBITDA
Volatilité IAS 39
Dotations aux amortissements
Dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession
(Pertes de valeur) / reprises
Autres produits et charges d’exploitation
EBIT
Résultat financier
Résultat avant impôts des sociétés intégrées
Impôts sur les résultats
Quote-part de résultat net des coentreprises et entreprises associées
Résultat net consolidé
Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle
Résultat net part du Groupe
S1 2013
publié
Impact
IFRS 10-11
S1 2013
retraité
39 747
(20 821)
(4 134)
(6 020)
(1 793)
2 719
(2 195)
944
449
343
33
44
37 552
(19 877)
(3 685)
(5 677)
(1 760)
2 763
9 698
(1)
(3 583)
(126)
(178)
(22)
(382)
192
49
-
9 316
(1)
(3 391)
(126)
(129)
(22)
5 788
(1 667)
4 121
(1 531)
379
2 969
92
2 877
(141)
75
5 647
(1 592)
(66)
45
12
4 055
(1 486)
391
(9)
(9)
-
2 960
83
2 877
6
Comptes consolidés 2013 retraités
Compte de résultat S1 2013 retraité par segment
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Achats de combustible et d’énergie
Autres consommations externes
Charges de personnel
Impôts et taxes
Autres produits et charges opérationnels
EBITDA
Volatilité IAS 39
Dotations aux amortissements
Dotations nettes aux provisions pour renouvellement des
immobilisations en concession
(Pertes de valeur) / reprises
Autres produits et charges d’exploitation
EBIT
Résultat financier
Résultat avant impôts des sociétés intégrées
Impôts sur les résultats
Quote-part de résultat net des coentreprises et entreprises associées
Résultat net consolidé
Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle
Résultat net part du Groupe
IFRS 10-11
IFRS 10-11
Autre
Autres activités
International
S1 2013
publié
IFRS 10-11
Italie
S1 2013
retraité
39 747
(20 821)
(4 134)
(6 020)
(1 793)
2 719
9 698
(1)
(3 583)
(89)
66
6
2
(15)
13
(770)
427
90
109
13
(2)
(133)
100
(1 336)
451
353
232
20
46
(234)
79
37 552
(19 877)
(3 685)
(5 677)
(1 760)
2 763
9 316
(1)
(3 391)
(126)
-
-
-
(126)
(178)
(22)
5 788
(1 667)
4 121
(1 531)
379
2 969
92
2 877
(2)
2
2
(2)
-
(33)
14
(19)
12
7
-
49
(106)
59
(47)
31
7
(9)
(9)
-
(129)
(22)
5 647
(1 592)
4 055
(1 486)
391
2 960
83
2 877
7
Comptes consolidés 2013 retraités
Tableau des flux de trésorerie consolidés S1 2013 retraité
S1 2013
publié
Impact
IFRS 10-11
S1 2013
retraité
4 121
178
4 717
827
235
(178)
(2 800)
7 100
(1 011)
(977)
5 112
(66)
(49)
(204)
(50)
92
2
73
(202)
57
12
(133)
4 055
129
4 513
777
327
(176)
(2 727)
6 898
(954)
(965)
4 979
(6 032)
134
(5 898)
Flux de trésorerie avec les actionnaires
Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
(225)
1 339
1 114
194
70
(242)
(172)
(171)
(155)
1 097
942
23
Trésorerie et équivalents de trésorerie à l'ouverture
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
Incidence des variations de change
Produits financiers sur disponibilités et équivalents de trésorerie
Incidence des reclassements
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la clôture
5 874
194
6
18
(27)
6 065
(839)
(171)
11
(4)
1
(1 002)
5 035
23
17
14
(26)
5 063
En millions d‘euros
Opérations d'exploitation :
Résultat avant impôt des sociétés intégrées
Pertes de valeur (reprises)
Amortissements, provisions et variations de juste valeur
Produits et charges financiers
Dividendes reçus des coentreprises et entreprises associées
Plus ou moins-values de cession
Variation du besoin en fonds de roulement
Flux de trésorerie nets générés par l'exploitation
Frais financiers nets décaissés
Impôts sur le résultat payés
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation
Opérations d'investissement :
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement
Opérations de financement :
8
Comptes consolidés 2013 retraités
Evolution de l’endettement financier net S1 2013 retraité
En millions d‘euros
Excédent Brut d’Exploitation (EBITDA)
Neutralisation des éléments non monétaires inclus dans l’EBITDA
Frais financiers nets décaissés
Impôts sur le résultat payés
Autres éléments dont dividendes reçus des coentreprises et entreprises associées
Cash Flow opérationnel (FFO)
Variation du Besoin en Fonds de Roulement
Investissements nets hors opérations stratégiques(1)
Cash Flow après investissements nets
Investissements nets sur opérations stratégiques(2)
Actifs dédiés France
Cash Flow avant dividendes
Dividendes versés en numéraire
Cash Flow après dividendes
Emprunts hybrides
Autres monétaires
Variation monétaire de l'endettement financier net
Effet de la variation de change
Autres variations non monétaires
Variation de l’endettement financier net
Endettement financier net d'ouverture
Endettement financier net de clôture
(1) Hors Linky et hors opérations stratégiques
(2) Y compris Linky
S1 2013
publié
Impact
IFRS 10-11
S1 2013
retraité
9 698
(48)
(1 011)
(977)
248
7 910
(2 800)
(6 370)
(1 260)
179
2 376
1 295
(187)
1 108
6 125
(73)
7 160
387
299
7 846
41 575
33 729
(382)
17
57
12
92
(204)
73
38
(93)
(93)
3
(90)
(29)
(119)
(16)
(29)
(164)
(2 023)
(1 859)
9 316
(31)
(954)
(965)
340
7 706
(2 727)
(6 332)
(1 353)
179
2 376
1 202
(184)
1 018
6 125
(102)
7 041
371
270
7 682
39 552
31 870
9
Comptes consolidés 2013 retraités
Compte de résultat 2013 retraité
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Achats de combustible et d’énergie
Autres consommations externes
Charges de personnel
Impôts et taxes
Autres produits et charges opérationnels
EBITDA
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières
hors activités de Trading
Dotations aux amortissements
Dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession
(Pertes de valeur) / reprises
Autres produits et charges d’exploitation
EBIT
Résultat financier
Résultat avant impôts des sociétés intégrées
Impôts sur les résultats
Quote-part de résultat net des coentreprises et entreprises associées
Résultat net consolidé
Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle
Résultat net part du Groupe
2013
publié
Impact
IFRS 10-11
2013
retraité
75 594
(3 678)
71 916
(39 683)
1 567
(38 116)
(9 027)
740
(8 287)
(11 879)
588
(11 291)
(3 533)
52
(3 481)
5 293
65
5 358
16 765
(666)
16 099
14
-
14
(7 516)
362
(7 154)
(228)
1
(227)
(1 012)
388
8 411
(3 089)
5 322
(1 942)
375
3 755
238
395
(169)
(77)
147
70
46
(113)
3
3
(617)
219
8 334
(2 942)
5 392
(1 896)
262
3 758
241
3 517
-
3 517
10
Comptes consolidés 2013 retraités
Compte de résultat 2013 retraité par segment
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Achats de combustible et d’énergie
Autres consommations externes
Charges de personnel
Impôts et taxes
Autres produits et charges opérationnels
EBITDA
Variations nettes de juste valeur sur instruments
dérivés Energie et Matières Premières
hors activités de Trading
Dotations aux amortissements
Dotations nettes aux provisions pour renouvellement
des immobilisations en concession
(Pertes de valeur) / reprises
Autres produits et charges d’exploitation
EBIT
Résultat financier
Résultat avant impôts des sociétés intégrées
Impôts sur les résultats
Quote-part de résultat net des coentreprises et
entreprises associées
Résultat net consolidé
Résultat net attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle
Résultat net part du Groupe
2013
publié
IFRS 10-11
Italie
IFRS 10-11
Autre
International
IFRS 10-11
Autres
activités
2013
retraité
75 594
(39 683)
(9 027)
(11 879)
(3 533)
5 293
16 765
(186)
132
15
3
(3)
(39)
(1 492)
798
149
213
24
(6)
(314)
(2 000)
637
576
372
28
74
(313)
71 916
(38 116)
(8 287)
(11 291)
(3 481)
5 358
16 099
14
-
-
-
14
(7 516)
24
196
142
(7 154)
(228)
-
1
-
(227)
(1 012)
388
8 411
(3 089)
5 322
(1 942)
(15)
3
(12)
9
336
(169)
50
32
82
17
59
(112)
112
20
(617)
219
8 334
(2 942)
5 392
(1 896)
375
3
(99)
(17)
262
3 755
-
-
3
3 758
238
-
-
3
241
3 517
-
-
-
3 517
11
Comptes consolidés 2013 retraités
Bilan au 31/12/2013 retraité – Actif
31/12/2013
publié
Impact
IFRS 10-11
31/12/2013
retraité
Goodwill
9 206
(125)
9 081
Autres actifs incorporels
7 976
(116)
7 860
125 327
(4 520)
120 807
7 813
3 666
11 479
30 324
(713)
29 611
Impôts différés actifs
2 839
(668)
2 171
Actif non courant
183 485
(2 476)
181 009
Stocks
14 550
(346)
14 204
Clients et comptes rattachés
22 137
(245)
21 892
Actifs financiers courants
17 770
77
17 847
560
(6)
554
Autres débiteurs
9 221
(58)
9 163
Trésorerie et équivalents de trésorerie
5 459
(363)
5 096
69 697
(941)
68 756
3 619
256 801
(2 465)
(5 882)
1 154
250 919
ACTIF En millions d‘euros
Immobilisations corporelles
Participations dans les coentreprises et entreprises associées
Actifs financiers non courants
Actifs d’impôts courants
Actif courant
Actifs détenus en vue de leur vente
Total de l’actif
12
Comptes consolidés 2013 retraités
Bilan au 31/12/2013 retraité – Capitaux propres et passif
31/12/2013
publié
Impact
IFRS 10-11
31/12/2013
retraité
34 207
-
34 207
4 663
335
4 998
Total des capitaux propres
38 870
335
39 205
Provisions non courantes
62 475
(1 005)
61 470
Passifs spécifiques des concessions de distribution publique d’électricité en France
43 454
-
43 454
Passifs financiers non courants
42 877
(1 464)
41 413
Autres créditeurs non courants
3 955
(38)
3 917
Impôts différés passifs
5 004
(762)
4 242
Passif non courant
157 765
(3 269)
154 496
4 848
(14)
4 834
Fournisseurs et comptes rattachés
14 312
(155)
14 157
Passifs financiers courants
14 912
(265)
14 647
1 348
(8)
1 340
Autres créditeurs courants
22 457
(217)
22 240
Passif courant
57 877
(659)
57 218
2 289
(2 289)
-
256 801
(5 882)
250 919
CAPITAUX PROPRES ET PASSIF
En millions d’euros
Capitaux propres part du Groupe
Intérêts attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle
Provisions courantes
Dettes d’impôts courants
Passifs liés aux actifs détenus en vue de leur vente
Total des capitaux propres et du passif
13
Comptes consolidés 2013 retraités
Tableau des flux de trésorerie consolidés 2013 retraité
En millions d’euros
2013
publié
Impact
IFRS 10-11
2013
retraité
5 322
1 012
9 445
1 587
266
(882)
(1 783)
14 967
(1 799)
(1 979)
11 189
70
(385)
(210)
(99)
103
2
72
(447)
80
43
(324)
5 392
627
9 235
1 488
369
(880)
(1 711)
14 520
(1 719)
(1 936)
10 865
(12 275)
568
(11 707)
(2 363)
3 374
1 011
(75)
84
(199)
(115)
129
(2 279)
3 175
896
54
5 874
(75)
4
23
(367)
5 459
(839)
129
10
(7)
344
(363)
5 035
54
14
16
(23)
5 096
Opérations d'exploitation :
Résultat avant impôt des sociétés intégrées
Pertes de valeur (reprises)
Amortissements, provisions et variations de juste valeur
Produits et charges financiers
Dividendes reçus des coentreprises et entreprises associées
Plus ou moins-values de cession
Variation du besoin en fonds de roulement
Flux de trésorerie nets générés par l'exploitation
Frais financiers nets décaissés
Impôts sur le résultat payés
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d’exploitation
Opérations d'investissement :
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement
Opérations de financement :
Flux de trésorerie avec les actionnaires
Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
Trésorerie et équivalents de trésorerie à l'ouverture
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie
Incidence des variations de change
Produits financiers sur disponibilités et équivalents de trésorerie
Incidence des reclassements
Trésorerie et équivalents de trésorerie à la clôture
14
Comptes consolidés 2013 retraités
Evolution de l’endettement financier net 2013 retraité
En millions d’euros
2013
publié
Impact
IFRS 10-11
2013
retraité
Excédent Brut d’Exploitation (EBITDA)
Eléments non monétaires et variation des produits à recevoir trading
Frais financiers nets décaissés
Impôt sur le résultat payé
Autres éléments dont dividendes reçus des coentreprises et entreprises associées
Cash Flow opérationnel (FFO)
Variation du Besoin en Fonds de Roulement
Investissements nets hors opérations stratégiques(1)
Cash Flow après investissements nets
Investissements nets sur opérations stratégiques(2)
Actifs dédiés
Cash Flow avant dividendes
Dividendes versés en numéraire
dont EDF SA
dont rémunération de l’emprunt hybride
dont autres dividendes
Cash Flow après dividendes
Emprunts hybrides
Autres monétaires
(Augmentation) / Diminution monétaire de l’endettement financier net
Change
Autres non monétaires
(Augmentation) / Diminution de l’endettement financier net
Endettement financier net d’ouverture
Endettement financier net de clôture
16 765
(263)
(1 799)
(1 979)
249
12 973
(1 783)
(12 206)
(1 016)
772
2 443
2 199
(2 565)
(2 144)
(103)
(318)
(366)
6 125
(96)
5 663
406
44
6 113
41 575
35 462
(666)
39
80
43
108
(396)
72
376
52
(17)
35
17
17
52
41
93
(29)
(58)
6
(2 023)
(2 029)
16 099
(224)
(1 719)
(1 936)
357
12 577
(1 711)
(11 830)
(964)
755
2 443
2 234
(2 548)
(2 144)
(103)
(301)
(314)
6 125
(55)
5 756
377
(14)
6 119
39 552
33 433
 Comptes consolidés 2013 retraités
(1) Hors Linky et hors opérations stratégiques
(2) Y compris Linky
15
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Comptes consolidés S1 2014
16
Comptes consolidés S1 2014
Comptes de résultat simplifiés
En millions d’euros
S1 2013 retraité
S1 2014
37 552
(19 877)
(3 685)
(5 677)
(1 760)
2 763
9 316
36 125
(18 293)
(3 676)
(5 644)
(1 833)
2 929
9 608
(1)
122
(3 517)
(151)
5 647
(1 592)
(3 839)
(16)
5 875
Résultat avant impôts des sociétés intégrées
4 055
4 588
Résultat net part du Groupe
2 877
3 117
Résultat net courant(1)
3 068
3 153
Chiffre d’affaires
Achats de combustible et d’énergie
Autres consommations externes
Charges de personnel
Impôts et taxes
Autres produits et charges opérationnels
EBITDA
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières
hors activités de Trading
Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement
Pertes de valeur et autres produits et charges d’exploitation
EBIT (Résultat d’exploitation)
Résultat financier
(1) Hors éléments non récurrents et volatilité IAS 39
(1 287)
17
Comptes consolidés S1 2014
Chiffre d’affaires par segment
TOTAL
GROUPE
France
RoyaumeUni
Italie
Autre
International
Autres
activités
35 903
20 706
4 821
3 607
4 009
2 760
Change
(213)
-
(177)
-
(27)
(9)
Périmètre
2 530
-
(8)
2 494
5
39
Croissance organique
1 527
588
354
380
119
86
Chiffre d’affaires S1 2013 publié
39 747
21 294
4 990
6 481
4 106
2 876
Impact IFRS 10-11
(2 195)
-
-
(89)
(770)
(1 336)
Chiffres d’affaires S1 2013 retraité
37 552
21 294
4 990
6 392
3 336
1 540
155
-
211
-
(48)
(8)
(6)
-
(5)
32
-
(33)
Croissance organique
(1 576)
(942)
(29)
(132)
(425)
(48)
Chiffre d’affaires S1 2014
36 125
20 352
5 167
6 292
2 863
1 451
En millions d’euros
Chiffre d’affaires S1 2012
Change
Périmètre
18
Comptes consolidés S1 2014
Evolution du chiffre d’affaires du Groupe
En millions d’euros
France
S1 2013
retraité
S1 2014
∆%
∆% org.(1)
21 294
20 352
-4,4 %
-4,4 %
Royaume-Uni
4 990
5 167
3,5 %
-0,6 %
Italie
6 392
6 292
-1,6 %
-2,1 %
Autre International
3 336
2 863
-14,2 %
-12,7 %
Autres activités
1 540
1 451
-5,8 %
-3,1 %
37 552
36 125
-3,8 %
-4,2 %
Groupe
(1) Variation organique à périmètre et change comparables
19
Comptes consolidés S1 2014
EBITDA par segment
TOTAL
GROUPE
France
RoyaumeUni
Italie
Autre
International
Autres
activités
9 071
6 071
1 071
211
553
1 165
Change
(49)
-
(37)
-
(8)
(4)
Périmètre
130
-
(2)
131
3
(2)
Croissance organique
546
402
(1)
327
(38)
(144)
EBITDA S1 2013 publié
9 698
6 473
1 031
669
510
1 015
Impact IFRS 10-11
(382)
-
-
(15)
(133)
(234)
EBITDA S1 2013 retraité
9 316
6 473
1 031
654
377
781
26
-
44
-
(12)
(6)
5
-
3
6
-
(4)
261
383
96
(204)
(67)
53
9 608
6 856
1 174
456
298
824
En millions d’euros
EBITDA S1 2012
Change
Périmètre
Croissance organique
EBITDA S1 2014
20
Comptes consolidés S1 2014
Croissance de l’EBITDA du Groupe
S1 2013
retraité
S1 2014
∆%
∆% org.(1)
France
6 473
6 856
5,9 %
5,9 %
Royaume-Uni
1 031
1 174
13,9 %
9,3 %
Italie
654
456
-30,3 %
-31,2 %
Autre International
377
298
-21,0 %
-17,8 %
Autres activités
781
824
5,5 %
6,8 %
9 316
9 608
3,1 %
2,8 %
En millions d’euros
Groupe
(1) Variation organique à périmètre et change comparables
21
Comptes consolidés S1 2014
Evolution du résultat net
En millions d’euros
Résultat avant impôts des sociétés intégrées
Impôts sur les résultats
Quote-part de résultat net des coentreprises
et entreprises associées
Résultat net attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle
Résultat net part du Groupe
Neutralisation des éléments non récurrents et de la volatilité IAS 39
Résultat net courant
S1 2014
∆%
4 055
4 588
13,1 %
(1 486)
(1 558)
4,8 %
391
209
-46,5 %
83
122
47,0 %
2 877
3 117
8,3 %
191
36
-81,2 %
3 068
3 153
2,8 %
S1 2013 retraité
22
Comptes consolidés S1 2014
Evolution comparée France / International et Autres
activités
International et
Autres activités
France
En millions d’euros
TOTAL
S1 2013
retraité
S1 2014
∆%
S1 2013
retraité
S1 2014
∆%
S1 2013
retraité
S1 2014
∆%
21 294
20 352
-4,4 %
16 258
15 773
-3,0 %
37 552
36 125
-3,8 %
EBITDA
6 473
6 856
5,9 %
2 843
2 752
-3,2 %
9 316
9 608
3,1 %
EBIT
4 139
4 243
2,5 %
1 508
1 632
8,2 %
5 647
5 875
4,0 %
Chiffre d’affaires
Répartition des résultats S1 2014
France
International et Autres
activités
Chiffre d’affaires
56 %
44 %
EBITDA
71 %
29 %
EBIT
72 %
28 %
23
Comptes consolidés S1 2014
Du chiffre d’affaires au résultat d’exploitation S1 2013
retraité par segment
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Achats de combustible et d’énergie
Autres consommations externes
Charges de personnel
Impôts et taxes
Autres produits et charges opérationnels
EBITDA
Variations nettes de juste valeur sur
instruments dérivés Energie et Matières
Premières hors activités de Trading
Dotations aux amortissements
et aux provisions pour renouvellement
Pertes de valeur et autres produits
et charges d’exploitation
EBIT (Résultat d’exploitation)
TOTAL
GROUPE
France
RoyaumeUni
Italie
Autre
Internat.
Autres
activités
37 552
21 294
4 990
6 392
3 336
1 540
(19 877)
(3 685)
(5 677)
(1 760)
2 763
(8 808)
(2 353)
(4 560)
(1 583)
2 483
(2 827)
(530)
(532)
(49)
(21)
(5 447)
(308)
(153)
(17)
187
(2 570)
(215)
(134)
(54)
14
(225)
(279)
(298)
(57)
100
9 316
6 473
1 031
654
377
781
(1)
24
(42)
(18)
5
30
(3 517)
(2 358)
(426)
(325)
(197)
(211)
(151)
-
(7)
(19)
(123)
(2)
5 647
4 139
556
292
62
598
24
Comptes consolidés S1 2014
Du chiffre d’affaires au résultat d’exploitation S1 2014
par segment
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Achats de combustible et d’énergie
Autres consommations externes
Charges de personnel
Impôts et taxes
Autres produits et charges opérationnels
EBITDA
Variations nettes de juste valeur sur
instruments dérivés Energie et Matières
Premières hors activités de Trading
Dotations aux amortissements
et aux provisions pour renouvellement
Pertes de valeur et autres produits
et charges d’exploitation
EBIT (Résultat d’exploitation)
TOTAL
GROUPE
France
RoyaumeUni
Italie
Autre
Internat.
Autres
activités
36 125
20 352
5 167
6 292
2 863
1 451
(18 293)
(3 676)
(5 644)
(1 833)
2 929
(7 932)
(2 302)
(4 486)
(1 625)
2 849
(2 754)
(569)
(569)
(60)
(41)
(5 252)
(342)
(156)
(15)
(71)
(2 173)
(196)
(119)
(74)
(3)
(182)
(267)
(314)
(59)
195
9 608
6 856
1 174
456
298
824
122
(1)
24
157
(46)
(12)
(3 839)
(2 612)
(488)
(341)
(187)
(211)
(16)
-
-
(16)
3
(3)
5 875
4 243
710
256
68
598
25
Comptes consolidés S1 2014
Evolutions organiques(1) S1 2014
TOTAL
GROUPE
France
RoyaumeUni
Italie
Autre
Internat.
Autres
activités
36 125
20 352
5 167
6 292
2 863
1 451
-4,2 %
-4,4 %
-0,6 %
-2,1 %
-12,7 %
-3,1 %
(18 293)
(7 932)
(2 754)
(5 252)
(2 173)
(182)
-8,4 %
-9,9 %
-6,7 %
-4,0 %
-14,3 %
-7,1 %
(3 676)
(2 302)
(569)
(342)
(196)
(267)
-0,6 %
-2,2 %
3,8 %
11,0 %
-7,0 %
-3,2 %
(5 644)
(4 486)
(569)
(156)
(119)
(314)
-0,9 %
-1,6 %
2,8 %
2,0 %
-10,4 %
6,0 %
(1 833)
(1 625)
(60)
(15)
(74)
(59)
4,1 %
2,7 %
18,4 %
-11,8 %
40,7 %
3,5 %
2 929
2 849
(41)
(71)
(3)
195
6,1 %
14,7 %
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
EBITDA
9 608
6 856
1 174
456
298
824
En %
2,8 %
5,9 %
9,3 %
-31,2 %
-17,8 %
6,8 %
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
En %
Achats de combustible et d’énergie
En %
Autres consommations externes
En %
Charges de personnel
En %
Impôts et taxes
En %
Autres produits et charges opérationnels
En %
n.a. : non applicable
(1) Variation organique à périmètre et change comparables
26
Comptes consolidés S1 2014
Evolution par zone de la volatilité IAS 39(1)
S1 2013
retraité
S1 2014
∆
24
(1)
(25)
Royaume-Uni
(42)
24
66
Italie
(18)
157
175
5
(46)
(51)
Autres activités
30
(12)
(42)
Groupe
(1)
122
123
En millions d’euros
France
Autre International
(1) Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading
27
Comptes consolidés S1 2014
Analyse de l’évolution du résultat financier
En millions d’euros
Coût de l’endettement financier brut
Dont charges d’intérêt sur opérations de financement
Dont résultat net de change sur endettement et autres
Charges d’actualisation
Autres produits et charges financiers
Résultat financier
S1 2013
retraité
S1 2014
(1 107)
(1 173)
(1 145)
(1 165)
38
(8)
(1 456)
(1 495)
971
1 381
(1 592)
(1 287)
28
Comptes consolidés S1 2014
Des charges d’intérêt sur opérations de financement
aux frais financiers nets décaissés
En millions d‘euros
Charges d’intérêt sur opérations de financement
Intérêts courus non échus
Dividendes reçus
Autres produits et charges financiers
Frais financiers nets décaissés
S1 2013
retraité
S1 2014
(1 145)
(1 165)
(46)
(14)
32
28
205
292
(954)
(859)
29
Comptes consolidés S1 2014
Quote-part de résultat net des coentreprises
et entreprises associées
S1 2013
retraité
S1 2014
∆
345
265
(80)
39
-
(39)
Dalkia Investissement
(45)
-
45
CENG
(29)
(50)
(21)
SSE(1)
24
-
(24)
Autres
57
(6)
(63)
TOTAL
391
209
(182)
En millions d‘euros
RTE
Dalkia International
(1) Société cédée le 27 novembre 2013
30
Comptes consolidés S1 2014
Résultat attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle (intérêts minoritaires)
S1 2013
retraité
S1 2014
∆
80
100
20
-
6
6
(23)
(4)
19
Pologne
5
1
(4)
Electricité de Strasbourg
4
3
(1)
EDF Trading
2
3
1
Autres
15
13
(2)
TOTAL
83
122
39
En millions d‘euros
Royaume-Uni
Italie
EDF Luminus
31
Comptes consolidés S1 2014
Evolution de l’endettement financier net
En millions d‘euros
Excédent Brut d’Exploitation (EBITDA)
Neutralisation des éléments non monétaires inclus dans l’EBITDA
Frais financiers nets décaissés
Impôt sur le résultat payé
Autres éléments dont dividendes reçus des coentreprises et entreprises associées
Cash Flow opérationnel (FFO)
Variation du Besoin en Fonds de Roulement
Investissements nets hors opérations stratégiques(1)
Cash Flow après investissements nets
Investissements nets sur opérations stratégiques(2)
Actifs dédiés France
Cash Flow avant dividendes
Dividendes versés en numéraire
Cash Flow après dividendes
Emprunts hybrides
Autres monétaires
Variation monétaire de l'endettement financier net
Effet de la variation de change
Autres variations non monétaires
Variation de l’endettement financier net
Endettement financier net d'ouverture
Endettement financier net de clôture
(1) Hors Linky et hors opérations stratégiques
(2) Y compris Linky
S1 2013
retraité
S1 2014
9 316
(31)
(954)
(965)
340
7 706
(2 727)
(6 332)
(1 353)
179
2 376
1 202
(184)
1 018
6 125
(102)
7 041
371
270
7 682
39 552
31 870
9 608
(1 048)
(859)
(1 264)
631
7 068
(829)
(5 615)
624
(27)
110
707
(1 584)
(877)
3 970
(14)
3 079
(310)
49
2 818
33 433
30 615
32
Comptes consolidés S1 2014
Investissements nets au S1 2014(1)
En millions d’euros
+192
-71
Cessions
d’immobilisations
corporelles
6 222
Investissements
financiers
6 151
-584
EDF Énergies
Nouvelles
-144
Cessions
et autres
5 615
Investissements
opérationnels bruts(2)
Investissements
opérationnels nets
(1) Investissements nets hors Linky et hors opérations stratégiques
(2) Hors Linky
Investissements
nets(1)
33
Comptes consolidés S1 2014
Investissements opérationnels bruts(1)
Autres activés
EDF Énergies
Nouvelles
Autres activités
4%
EDF Énergies
Nouvelles 8
11 %
Autre International 3
%
Italie 3 %
Autre International 3
Italie
%
2%
Royaume-Uni
10 %
%
3%
Royaume-Uni
11 %
6,5 Mds€
6,2 Mds€
ProductionCommercialisation
(France non régulé)
43 %
France régulé
France régulé
27 %
25 %
S1 2013
retraité
(1) Hors Linky
ProductionCommercialisation
(France non régulé)
47 %
S1 2014
34
Comptes consolidés S1 2014
Investissements opérationnels bruts de développement
West Burton (R-U)
& THF France
Autres
6%
5%
Renouvelables
36 %
West Burton (R-U)
& THF France
3%
6%
Renouvelables
28 %
Italie & activités gazières
Italie & activités gazières
13 %
14 %
2,1 Mds€
Insulaire France 3
%
Non régulé France 5 %
Nouveau
nucléaire 31
Autres
Insulaire France 5
Non régulé France
%
1,9 Mds€
8%
Nouveau
%
S1 2013
retraité
37 % nucléaire
S1 2014
2/3 des investissements de développement du Groupe consacrés aux énergies décarbonées
35
Comptes consolidés S1 2014
Cash Flow S1 2013 retraité
En milliards d’euros
-1,0
IS payé
-0,6
Frais fin.
nets et autres
-2,7
9,3
7,7
Investissements
nets(1)
 BFR
-6,3
EBITDA
S1 2013
retraité
Cash Flow
Opérationnel (FFO)
(1) Investissements nets hors Linky et hors opérations stratégiques
-1,4
Cash Flow après
investissements
nets
36
Comptes consolidés S1 2014
Cash Flow S1 2014
En milliards d’euros
-1,0
Eléments
non
monétaires
-1,3
IS payé
-0,2
Investissements
nets(1)
-0,8
Frais fin.
nets et autres
 BFR
9,6
6,6
7,1
-5,6
0,6
EBITDA
S1 2014
(1) Investissements nets hors Linky et hors opérations stratégiques
Cash Flow
Opérationnel (FFO)
Cash Flow après
investissements
nets
37
Comptes consolidés S1 2014
Bilans simplifiés du groupe EDF
En millions d’euros
Actif immobilisé
31/12/2013 31/12/2013 30/06/2014
publié retraité(1)
142 509
137 748
140 011
9 206
9 081
9 350
Stocks et Clients
36 687
36 096
33 709
Autres actifs
54 974
57 589
59 761
Dont Goodwill
Trésorerie et équivalents
et autres actifs liquides(2)
Actifs détenus en vue de
la vente (hors trésorerie
19 350
3 281
18 332
1 154
24 739
31/12/2013 31/12/2013 30/06/2014
publié retraité(1)
Capitaux propres
part du groupe
4 663
4 998
5 139
43 454
43 454
43 913
Provisions
67 323
66 304
67 185
Passifs financiers(3)
54 812
51 765
55 354
Autres passifs
51 376
50 191
47 640
966
-
-
256 801
250 919
259 374
(hors passifs financiers)
250 919
40 143
Résultat attribuable aux
participations ne donnant
pas le contrôle
Passifs spécifiques
des concessions
Passifs liés aux actifs
détenus en vue de la vente
256 801
34 207
1 154
et actifs liquides)
Total Actif
34 207
259 374
Total Passif
(1) Données retraitées de l’impact des normes IFRS 10 & 11
(2) 2013 publié : y compris dans les actifs détenus en vue de la vente ainsi que les prêts à RTE et aux sociétés en contrôle conjoint
2013 retraité et 30/06/2014 : y compris prêt à RTE
(3) Y compris les dérivés de couverture et dettes financières des actifs détenus en vue de la vente pour le 31/12/2013 publié
38
Comptes consolidés S1 2014
Goodwill
En millions d‘euros
EDF Energy
31/12/2013
retraité
8 140
30/06/2014
∆
8 409
269(1)
EDF Luminus
281
281
-
Electricité de Strasbourg
223
223
-
EDF Énergies nouvelles
176
176
-
EDF Trading
112
112
-
CHAM
51
51
-
FIGLEC
24
24
-
Pologne
20
20
-
Autres
54
54
-
9 081
9 350
269
TOTAL
(1) Variation principalement liée à l’appréciation de la livre sterling
39
Comptes consolidés S1 2014
Variations des Capitaux Propres
Part du Groupe au 30 juin 2014
En milliards d’euros
-1,5
+3,1
Résultat net
-0,1
+0,4
+4,0
Dividendes(1)
Gains et pertes
comptabilisés en
capitaux propres
Autres
Emission
hybride
40,1
34,2
Capitaux
propres retraités
au 31/12/2013
(1) Y compris rémunération des émissions hybrides
Capitaux
propres
au 30/06/2014
40
Comptes consolidés S1 2014
Provisions
31 décembre 2013 retraité
30 juin 2014
Courant
Non
Courant
Total
Courant
Non
Courant
Total
1 447
19 100
20 547
1 388
19 267
20 655
Provisions pour déconstruction nucléaire
et derniers cœurs
265
21 327
21 592
281
21 953
22 234
Provisions pour avantages
du personnel
950
18 381
19 331
1 028
18 442
19 470
Autres provisions
2 172
2 662
4 834
2 176
2 650
4 826
Total des provisions
4 834
61 470
66 304
4 873
62 312
67 185
En millions d’euros
Provisions pour aval du cycle nucléaire
41
Comptes consolidés S1 2014
Provisions nucléaires du Groupe : 42,9 Mds€
En millions d’euros
-18
+374
+243
-666
Dotations
Reprises
+817
Ecarts de
conversion
Autres
variations
Désactualisation
42 889
42 139
31/12/2013
retraité
Net : -423
30/06/2014
42
Comptes consolidés S1 2014
Provisions nucléaires EDF : 33,0 Mds€
31/12/2013
retraité
Dotations
nettes
Désactualisation
Autres
Variations
30/06/2014
17 321
(345)
411
(23)
17 364
Provisions pour gestion du combustible usé
9 779
(133)
232
(20)
9 858
Provisions pour gestion à long terme
des déchets radioactifs
7 542
(212)
179
(3)
7 506
15 338
(71)
368
14
15 649
13 025
(71)
313
7
13 274
2 313
-
55
7
2 375
32 659
(416)
779
(9)
33 013
En millions d‘euros
Total des provisions pour aval du cycle
nucléaire
Total des provisions pour déconstruction
et derniers cœurs
Provisions pour déconstruction
des centrales nucléaires
Provisions pour derniers cœurs
TOTAL NUCLÉAIRE
43
Comptes consolidés S1 2014
Taux d’actualisation des provisions nucléaires en France
 Le Groupe privilégie la prise en compte de tendances longues sur les évolutions
des taux, en cohérence avec l’horizon lointain des décaissements. Ainsi, la révision
du taux d’actualisation est fonction des évolutions structurelles de l’économie qui
conduisent à des changements durables à moyen et long termes
 Taux d’actualisation utilisé au 30 juin 2014 : 4,8 %, identique à celui utilisé au
31 décembre 2013
□
Depuis 2013, des discussions sont en cours entre les exploitants nucléaires et l’administration
française concernant la révision du dispositif réglementaire défini par le décret du 23 février 2007 et
l’arrêté du 21 mars 2007 relatifs à la sécurisation du financement des charges nucléaires
□
Le 14 mai 2014, les pouvoirs publics ont accordé à EDF un délai supplémentaire de 6 mois pour
appliquer un taux d’actualisation conforme au dispositif alors en vigueur et ont confirmé la poursuite
des travaux entre les exploitants nucléaires et l’administration française autour du dispositif
réglementaire du taux d’actualisation
□
Le taux défini par le plafond règlementaire s'établit à 4,46 % au 30 juin 2014
44
Comptes consolidés S1 2014
Estimation de l’impact sur les provisions nucléaires EDF
d’une baisse de 0,3 % du taux d’actualisation
Montants provisionnés
en valeur actualisée
Sensibilité au taux
d'actualisation
Sur la provision Sur le résultat
au bilan
avant impôt
-0,30 %
En millions d'euros
-0,30 %
Aval du cycle nucléaire
Gestion du combustible usé
9 858
269
(226)
Gestion à long terme des déchets radioactifs
7 506
650
(563)
13 274
721
(74)
2 375
105
-
33 013
1 745
(863)
Déconstruction et derniers cœurs
Déconstruction des centrales nucléaires
Derniers cœurs
Total
45
Comptes consolidés S1 2014
Evolution des Opex du Groupe
S1 2013
retraité
S1 2014
∆ org.
∆% org.(1)
France
6 913
6 788
(125)
-1,8 %
Royaume-Uni
1 062
1 138
35
+3,3 %
Italie
461
498
37
+8,0 %
Autre International
349
315
(29)
-8,3 %
Autres activités
577
581
9
+1,6 %
9 362
9 320
(73)
-0,8 %
En millions d‘euros
Groupe EDF
(1) Variation organique à périmètre et change comparables
46
Comptes consolidés S1 2014
France : chiffre d’affaires en baisse de 4,4 %
-115
-1 464
+516
21 294
S1 2013
retraité
+282
Climat
(-19,8 TWh)
Prix et
tarifs
Ventes
marché
de gros et
ARENH
Ventes
de gaz
-161
Autres
20 352
S1 2014
47
Comptes consolidés S1 2014
France : EBITDA en croissance de 5,9 %
En millions d‘euros
6 856
6 473
Activités insulaires
+111 %
346
164
2 189
Réseaux
2 025
+3,0 %
2 085
+11,1 %
2 431
 Croissance des activités de
Production-Commercialisation
(France non régulé)
□
Hausse tarifaire (part énergie)
□ Réduction des Opex : optimisation des
travaux de maintenance sur le parc de
production et diminution des charges de
retraite
 Croissance des activités de réseaux
ProductionCommercialisation
(France non régulé)
+3,3 %
4 284
4 425
□
Hausses de tarif et baisse des charges
d’exploitation
□ En partie compensées par un effet
défavorable lié au climat doux
 Croissance des activités insulaires
S1 2013
retraité
S1 2014
□
Mise en service progressive de nouvelles
centrales
48
Comptes consolidés S1 2014
Variations de juste valeur British Energy
 Les variations de juste valeur liées à l’acquisition de British Energy
correspondent principalement aux éléments suivants :
Mise en juste valeur du contrat d’approvisionnement du combustible et consommation des stocks
de combustible nucléaire en juste valeur
□ Mise à la valeur de marché des contrats d’achat/vente à terme d’énergie
□
 Les variations de juste valeur sur l’EBITDA sont les suivantes :
En millions de livres sterling
2012
2013
2014(2)
2015(2)
2016(2)
2017(2)
2018(2)
Impact sur l’EBITDA
des ajustements de JV
(28)(1)
(65)(1)
(71)
(41)
(26)
(12)
(4)
(1) Données publiées : (35) millions d’euros en 2012 et (77) millions d’euros en 2013
(2) Chiffres estimés sur la base des données prévisionnelles
49
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Financement et trésorerie
50
Financement et trésorerie
Endettement financier net
En milliards d’euros
Endettement financier net
Ratio EFN / EBITDA
Dette
 Dette obligataire
 Maturité moyenne de la dette brute (années)
 Coupon moyen
Liquidité
 Liquidité brute
 Liquidité nette
30/06/2013
retraité
31/12/2013
retraité
30/06/2014
31,9
n.c.
33,4
2,1x
30,6
1,9x(2)
41,3
9,0(1)
3,9 %(1)
40,7
9,0
3,8 %
45,3
12,4
3,5 %
26,2
17,3
28,0
17,0
34,6
21,2
n.c. : non comparable
(1) Calculé sur la base des données publiées au 30/06/2013
(2) Ratio au 30 juin 2014 calculé sur la base du cumul de l’EBE du second semestre 2013 et du premier semestre 2014, avec numérateur et dénominateur
à périmètre comparable
51
Financement et trésorerie
Calcul de l’endettement financier net
30/06/2013
retraité
31/12/2013
retraité
30/06/2014
50 822
51 637
55 959
(550)
128
(605)
(5 063)
(5 096)
(4 115)
(12 135)
(12 566)
(19 936)
Prêts à RTE
(1 204)
(670)(1)
(688)(1)
Endettement financier net de clôture
31 870
33 433
30 615
En millions d’euros
Emprunts et dettes financières
Dérivés de couverture de dettes
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Actifs financiers disponibles à la vente (actifs liquides)
(1) Prêt à échéance 2016, y compris intérêts courus
52
Financement et trésorerie
Dette brute après swaps du Groupe au 30 juin 2014
Ventilation par type de taux
Ventilation par devise
Autres(1)
4%
USD
6%
Taux variable
36 %
Taux fixe
64 %
GBP
20 %
EUR
70 %
Coupon moyen : 3,5 %
Maturité moyenne : 12,4 années(2)
(1) Principalement HUF, CHF, PLN, BRL, CAD et JPY
(2) Après remboursement de l’emprunt aux particuliers arrivé à échéance en juillet 2014, la maturité moyenne est de 13,2 ans pour un coupon moyen inchangé de 3,5 %
53
Financement et trésorerie
Données financières
30/06/2013
retraité(1)
31/12/2013
retraité(1)
30/06/2014
EBITDA
9 316
16 099
9 608
Frais financiers nets
décaissés
(954)
(1 719)
(859)
Cash flow opérationnel
(= FFO)
7 706
12 577
7 068
Endettement financier net
31 870
33 433
30 615
Capitaux propres y compris
intérêts minoritaires
38 142
39 205
45 282
En millions d‘euros
(1) Données retraitées de l’application des normes IFRS 10 & 11
54
Financement et trésorerie
Tombées de dettes obligataires dans le Groupe
par devise
En millions d’euros, avant swaps
Dont
(en équivalent M€)
3 500
3 000
S2 2014
2015
2016
EUR
734(1)
1 877
1 097
JPY
482
72
317
CHF
25
25
-
2 500
2 000
1 500
1 000
500
-
EUR
GBP
USD
JPY
CHF
Autres
(1) Hors emprunt obligataire aux particuliers (environ 3,3 milliards d’euros en valeur nominale) remboursé le 17 juillet 2014
55
Financement et trésorerie
Principaux emprunts obligataires du Groupe à fin juin 2014
Date d’émission(1)
Échéance
07/2009
01/2009
10/2001
02/2008
01/2009
01/2010
05/2008
01/2009
11/2013
01/2012
09/2012
09/2009
11/2010
03/2012
05/2008
04/2010
07/2001
02/2003
06/2009
01/2009
03/2012
01/2010
11/2010
10/2011
09/2010
01/2014
01/2014
01/2014
01/2014
07/2014
01/2015
10/2016
02/2018
01/2019
01/2020
05/2020
01/2021
04/2021
01/2022
03/2023
09/2024
11/2025
03/2027
05/2028
04/2030
07/2031
02/2033
06/2034
01/2039
03/2037
01/2040
11/2040
10/2041
09/2050
01/2017
01/2019
01/2044
01/2114
(1) Date de réception des fonds
Nominal à l’émission
(en millions de devises)
3 269
2 000
1 100
1 500
2 000
1 400
1 200
2 000
1 400
2 000
2 000
2 500
750
1 000
500
1 500
650
850
1 500
1 750
500
850
750
1 250
1 000
1 000
1 250
1 000
1 350
Devise
Taux
EUR
EUR
EUR
EUR
USD
USD
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
GBP
EUR
GBP
EUR
GBP
USD
GBP
USD
EUR
GBP
GBP
USD
USD
USD
GBP
4,50 %
5,10 %
5,50 %
5,00 %
6,50 %
4,60 %
5,40 %
6,30 %
2,25 %
3,90 %
2,80 %
4,60 %
4,00 %
4,10 %
6,25 %
4,60 %
5,90 %
5,60 %
6,10 %
7,00 %
5,50 %
5,60 %
4,50 %
5,50 %
5,10 %
1,15 %
2,15 %
4,90 %
6,00 %
56
Financement et trésorerie
Green Bond EDF : près de 40 % des fonds déjà alloués
au financement de projets renouvelables éligibles
Points clés du Green Bond EDF
 Obligation senior non garantie, émise dans le cadre
du programme EMTN, en novembre 2013
 Taille : 1,4 Md€ – Coupon annuel : 2,25 %
 Maturité : 7,5 ans (avril 2021)
550 millions d’euros alloués au 30 juin 2014(1)
 9 projets éoliens terrestres
□ France, Canada et États-Unis
 1 projet biométhane
□ États-Unis
 Fonds levés dédiés au financement de projets
d’énergies renouvelables d’EDF Énergies
Nouvelles et remplissant des conditions
environnementales, sociales et sociétales précises
 Gestion et monitoring dédiés des fonds depuis leur
réception jusqu’à leur allocation
 Attestation d’assurance sur les projets
sélectionnés, la gestion des fonds et les
informations publiées
Lac Alfred – Programme éolien québécois d’1 GW (Canada)
(1) Dont 192 millions d’euros à fin 2013 audités dans le Rapport des Commissaires aux Comptes, inclus dans l’annexe F du Document de référence 2013
57
Financement et trésorerie
Notations comparées
EDF
Notations Moody’s
Aa3
GDF
Suez
A1
Notations
S&P
Notations
Moody’s
Notations
Fitch
EDF
A+ stable
Aa3 négatif
A+ négatif
GDF Suez
A négatif
A1 stable
na
E.ON
A- stable
A3 négatif
A- négatif
Enel
BBB stable
Baa2 négatif
BBB+ stable
Iberdrola
BBB stable
Baa1 négatif
BBB+ stable
SSE
A- négatif
A3 négatif
A- stable
RWE
BBB+ stable
Baa1 stable
BBB+ stable
Endesa
BBB stable
na
BBB+ stable
A- stable
A3 stable
A- négatif
A2
Baa1
Baa2
Vattenfall
SSE
A3
E.ON
RWE
Iberdrola
Vattenfall
Enel
Endesa
BBB
BBB+
A-
A
A+
EDF court
terme
Notation
S&P
Notation
Moody’s
Notation
Fitch
A-1
P-1 négatif
F1
Notations S&P
Sources : agences de notation au 30 juin 2014
na : non applicable
58
Financement et trésorerie
Actifs dédiés
En milliards d’euros
21,7
21,0
Provisions pour
derniers cœurs(1)
Provision pour
déconstruction
des centrales
nucléaires
Provision
pour gestion
à LT des
déchets
radioactifs
0,5
5,0
2,8
13,0
13,9
Créance
CSPE
EDF Invest
(dont RTE,
TIGF)
Autres
actifs
dédiés
7,5
Provisions
22,3
21,2
Actifs dédiés
31/12/2013
Provisions pour
derniers cœurs(1)
Provision pour
déconstruction
des centrales
nucléaires
Provision
pour gestion
à LT des
déchets
radioactifs
0,5
5,1
2,9
13,2
14,3
Créance
CSPE
EDF Invest
(dont RTE,
TIGF)
Autres
actifs
dédiés
7,5
Provisions
Actifs dédiés
30/06/2014
Le taux de couverture des passifs nucléaires éligibles aux actifs dédiés d’EDF augmente légèrement
de 103 % à fin 2013 à 105 % au 30 juin 2014
(1) Part relative aux coûts futurs de gestion à long terme des déchets radioactifs
59
Financement et trésorerie
Performance S1 2014 des actifs dédiés d’EDF
 Sécurisation du financement des charges de
démantèlement des centrales nucléaires et de stockage
et gestion à long terme des déchets radioactifs
Composition du portefeuille au 30/06/2014
En millions d’euros
EDF Invest
(dont RTE, TIGF)
 Date de couverture complète des engagements fixée
par la loi à juin 2016
Titres
et OPCVM
actions
2 894
8 438
 Excellente performance semestrielle dans la lignée de 2013
□
Les marchés actions ont connu de belles progressions,
de même que les marchés obligataires avec une baisse
significative des taux
□
Augmentation de la sensibilité obligataire en particulier
sur l’Italie et l’Espagne afin de profiter pleinement de
l’amélioration de la situation de ces pays.
Repositionnement progressif sur les actions des pays
émergents.
 La créance CSPE est rémunérée à 1,72 % / an,
avec un échéancier de remboursement à horizon 2018
Créance CSPE
5 095
Trésorerie
488
22 311
Titres
et OPCVM
obligataires
5 396
Performance(1) S1 2014 : +4,1 %
(1) Performance semestrielle avant impôts. La performance du portefeuille financier (actions et obligations) est de +5,2 %, à comparer à un benchmark de +6,2 %
60
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Stratégie et investissements
61
Stratégie et investissements
Capacités installées du groupe EDF à fin juin 2014
En GW
Capacité
Mix énergétique
Intérêts
minoritaires
Mix énergétique
Participations dans
les coentreprises
et entreprises
associées
Brutes
Mix énergétique
Nettes
Nucléaire
77,7
51 %
2,6
75,1
54 %
2,2
72,9
54 %
Charbon-fioul
26,2
17 %
4,0
22,2
16 %
1,2
21,0
16 %
CCG
15,3
10 %
2,1
13,2
9%
1,1
12,1
9%
Hydro
25,8
17 %
2,7
23,1
17 %
1,1
22,0
17 %
6,3
5%
0,3
6,0
4%
0,1
5,9
4%
151,3
100 %
11,7
139,6
100 %
5,7
133,9
100 %
Autres ENR
Total
Capacité totale des actifs dans
lesquels le groupe EDF dispose
d’intérêts
Capacité du groupe EDF,
y compris participations dans les
coentreprises et entreprises
associées
Capacités nettes du groupe EDF
62
Stratégie et investissements
Electricité nette produite par le groupe EDF
S1 2013(1)
En TWh
S1 2014(2)
238,8
74 %
242,8
76 %
Charbon-fioul
30,4
9%
23,9
8%
CCG
17,2
5%
16,6
5%
Hydro
31,7
10 %
28,9
9%
6,2
2%
6,6
2%
324,3
100 %
318,8
100 %
Nucléaire
Autres ENR
Groupe
(1) Données retraitées de l’impact des normes IFRS 10 & 11
(2) Données consolidées selon les règles IFRS en vigueur en 2014 (CENG, Dalkia, SLOE Centrale et ESTAG sont considérés comme des coentreprises
et sont consolidés par mise en équivalence à partir du 1er janvier 2014)
63
Stratégie et investissements
Emissions de CO2 du groupe EDF
Emissions nettes
par segment
En kt
S1 2014(2)
S1 2013(1)
France
Royaume-Uni
Italie
Autre International
Autres activités
Groupe
En g/kWh
S1 2013(1)
S1 2014(2)
8 705
23 %
4 527
14 %
35,3
18,8
11 745
32 %
11 149
36 %
273,5
249,5
3 931
10 %
3 180
10 %
309,7
283,8
12 122
33 %
11 350
36 %
457,2
464,3
913
2%
1 134
4%
154,8
172,4
37 416
100 %
31 340
100 %
111,7
95,7
Engagement # 2 d’industriel responsable : émissions de CO2 du groupe EDF ≤ 150 g/kWh
(1) Données retraitées de l’impact des normes IFRS 10 & 11
(2) Données consolidées selon les règles IFRS en vigueur en 2014 (CENG, Dalkia, SLOE Centrale et ESTAG sont considérés comme des coentreprises
et sont consolidés par mise en équivalence à partir du 1er janvier 2014)
64
Stratégie et investissements
Terminal méthanier de Dunkerque

EDF, via Dunkerque LNG (65 % EDF, 25 % Fluxys, 10 % Total) construit
un terminal méthanier d’importation de Gaz Naturel Liquéfié (GNL)
□
Mise en service fin 2015
Composé d’une jetée pour accueillir jusqu’à 120 méthaniers par an,
un système de déchargement du gaz naturel liquéfié (GNL) et trois réservoirs
de stockage de GNL d'une capacité de 190 000 m3 chacun
□ Double raccordement vers les marchés gaziers français et belge
en association avec GRTgaz (France) et Fluxys (Belgique)
□

Avancée du chantier à 62 %
□
□
□
□
□

Réalisation à 75 % de la jetée d’appontement des méthaniers
Montage en cours des équipements de process : canalisations, pompes,
compresseurs
Connexions réalisées aux réseaux électrique (RTE) et gazier (GRTgaz)
Construction des réservoirs réalisée à 83 % : génie civil terminé, montages
mécaniques et électriques en cours
Avarie sur le tunnelier, en cours de réparation
Capacité de 13 Gm3/an (20 % des capacités d’importation en France)
65
Stratégie et investissements
Cigéo, le projet de centre de stockage géologique
réversible des déchets radioactifs français

Conformément à la loi du 28 juin 2006, EDF est responsable techniquement et financièrement de ses déchets radioactifs.
Ceux-ci sont pris en charge par l’ANDRA (Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs), responsable de la conception,
de la construction et de l’exploitation des centres de stockage.

S’agissant des déchets à vie longue, EDF coopère étroitement avec l’ANDRA pour mettre en œuvre une solution de stockage sûre à coût
maîtrisé. EDF fait bénéficier l’ANDRA de son expérience d’exploitant nucléaire dans la conception du projet dans le cadre d’une
convention de partenariat technique associant l’ANDRA, EDF, AREVA et le CEA.

Le 6 mai 2014, l’ANDRA a annoncé la poursuite du projet en y intégrant des évolutions issues du débat public mené en 2013 :




Le 18 juillet 2014, l’ANDRA a établi un premier document provisoire de chiffrage consolidé


Intégration d’une phase industrielle pilote au démarrage de l’installation permettant la réalisation d’essais de stockage
Aménagement du calendrier prévoyant un démarrage de la phase pilote en 2025
Renforcement de l’implication de la société civile dans le projet Cigéo
Ouverture d’une nouvelle phase de concertation entre les producteurs et l’ANDRA, sous l’égide de la Direction Générale
de l’Energie et du Climat (DGEC)
Calendrier prévisionnel :





2014 : actualisation du chiffrage total du projet
2015-2017 : préparation et dépôt par l’ANDRA de la demande d’autorisation de création de Cigéo
2020 : début des travaux de construction des installations de Cigéo
2025 : début de la phase industrielle pilote
2030 : début de l’exploitation courante de Cigéo sous réserve de l’autorisation de l’Autorité de Sûreté Nucléaire
66
Stratégie et investissements
Finalisation de l’accord entre EDF et Veolia sur Dalkia
 Partage des activités entre EDF et Veolia
□
25 mars 2014 : signature d’un accord entre EDF
et Veolia organisant le partage des activités de Dalkia
Schéma de l’opération
Veolia
 EDF reprend les activités de Dalkia en France
66 %
 Veolia reprend les activités de Dalkia International
EDF
Dalkia
holding
34 %
50 %
24 %
□
25 juin 2014 : autorisation par la Commission
européenne du rachat par EDF des activités France
de Dalkia
□ Au closing, le montant net versé par Veolia au titre du
différentiel de valeur entre les participations achetées
et cédées s’élève à 655 millions d’euros(1)
 Pas d’impact pour EDF au 30 juin 2014
□
25 juillet 2014 : closing
□ Détermination du bilan d’ouverture et consolidation
par intégration globale de Dalkia France au second
semestre 2014
99,9 %
Dalkia
France
50 %
Dalkia
Investissement
76 %
Dalkia
International
100 %
Citelum
Périmètre repris par EDF
(1) Versement prévu initialement pour 550 millions d’euros et ajusté pour prendre en compte la situation financière nette des activités transférées
67
Stratégie et investissements
Dalkia France, leader des services énergétiques en
France
Répartition des activités de Dalkia France
(1)





Dalkia Nord
 23 110 installations
énergétiques gérées
Dalkia France, une gestion optimisée des énergies
Une gamme d’activités améliorant l’efficacité
énergétique et environnementale des territoires et
clients industriels
3,65 Mds € de chiffre d’affaires en 2013
Dalkia Ile-de-France
 12 700 installations
énergétiques gérées
Dalkia Centre-Ouest
 6 920 installations
énergétiques gérées
Dalkia Est
 8 710 installations
énergétiques gérées
87 000 installations gérées (réseaux de chaleur
et de froid, installations biomasse, etc.), 2 300 sites
industriels

31 500 MW de production thermique chaud

1 600 MW de production thermique froid

1 900 MW de production électrique
Dalkia Centre-Est
 22 150 installations
énergétiques gérées
Dalkia Sud-Ouest
 6 800 installations
énergétiques gérées
12 430 collaborateurs
Dalkia Méditerranée
 6 820 installations
énergétiques gérées
(1) Données 2013
68
Stratégie et investissements
Impact positif de la transaction Dalkia sur l'endettement
financier du Groupe(1)
Impact IFRS 11
Impact de la
transaction
Impact total
EBITDA(1)
(0,3)
0,2(2)
< (0,1)
Endettement financier net
(0,6)
(0,2)(3)
(0,8)
En milliards d’euros
Ratio endettement net /
EBITDA
Positif
Modalités de la transaction
 Fin de l'intégration proportionnelle de Dalkia International et Dalkia Investissement à compter du 1er janvier 2013
(application rétrospective de la norme IFRS 11)
 Ajustement du périmètre de la transaction
□
□
Non acquisition de Dalkia Holding SAS par EDF
Non cession par Dalkia France de certains actifs, dont Citelum
 Versement net de 655 M€(4) à EDF et remboursement à EDF des lignes de financement de Dalkia International
 Intégration globale de Dalkia France (y compris Citelum et Dalkia Investissement) à compter du 25 juillet 2014
(1) Hors impact de revalorisation à la juste valeur du bilan d’acquisition
(2) Valeur pour une année complète calculée sur la base des données réelles au 31/12/2013
(3) Données estimées sur la base des résultats au 30/06/2014
(4) Versement prévu initialement pour 550 millions d’euros et ajusté pour prendre en compte la situation financière nette des activités transférées
69
Stratégie et investissements
Exeltium

Exeltium est un consortium regroupant 27 sociétés industrielles électro-intensives, principalement
dans les secteurs de l’acier, de l’aluminium, de la chimie et du papier

EDF et Exeltium ont conclu en 2008 un contrat de partenariat industriel prévoyant la livraison de
blocs d’électricité de 148 TWh sur 24 ans à compter du 1er mai 2010




Ce partenariat industriel, validé par la Commission européenne, a pour objectif de sécuriser une partie de
l’approvisionnement en électricité d’une centaine de sites industriels français
Le prix du contrat est composé d’une avance en tête d’1,7 Md€ consentie par Exeltium en 2010, et d’un prix variable
payé tous les mois en fonction des coûts d’exploitation et de maintenance du parc nucléaire d’EDF
Le volume de livraison représente environ 7 TWh par an
Dans le contexte actuel du marché de l’électricité, Exeltium et EDF se sont entendus le 21 juillet
2014 sur un protocole d’accord pour aménager le contrat de fourniture d’électricité




Intégration d’un mécanisme de modulation du prix variable pour rendre le contrat plus compétitif à court terme, tout en
intégrant une hausse possible du prix les années suivantes, conditionnée à l’évolution des prix de marché
Pas de modification des autres paramètres du contrat (volumes livrés, partage du risque industriel, options de sortie)
Pas de versement complémentaire ou de remboursement relatif à l’avance versée en 2010 par Exeltium
Le protocole d’accord reste soumis à l’approbation des instances de gouvernance des deux parties
70
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
EDF Énergies Nouvelles
71
EDF Énergies Nouvelles
Capacité nette installée d’EDF EN au 30 juin 2014
415 MW
23 MWc
384 MW
30 MW
3 MW
48 MW
86 MW
206 MW
15 MW
199 MW
52 MW
601 MW
206 MWc
167 MW
1 588 MW
89 MWc
1 246 MW
230 MW
Eolien en exploitation (MW)
Solaire en exploitation (MWc)
Eolien et solaire en construction (MW)
303 MW
11 MW
Capacité installée :
Capacité en construction :
47 MWc
355 MW
77 MWc
Brute
Nette
7 190 MW
2 320 MW
4 991 MW (1)
2 136 MW (2)
Source : EDF EN
(1) Dont 8 MWc en Inde
(2) Dont 39 MW en Afrique du Sud
NB : MWc : Megawatt crête (puissance fournie dans des conditions de température et d’ensoleillement standardisées)
314 MW
12 MWc
44 MW
29 MWc
71 MW
Autres filières
En exploitation 209 MW
En construction 21 MW
72
EDF Énergies Nouvelles
EDF EN – un portefeuille substantiel de projets
renouvelables
93 MW
1 828 MW
70 MWc
138 MW
252 MW
1 831 MW
339 MW
3 029 MW
212 MWc
4 212 MW
804 MWc
24 MW
161 MWc
52 MW
101 MW
300 MW
109 MWc
136 MWc
355 MW
328 MWc
99 MW
1 120 MW
150 MWc
Pipeline éolien :
14,4 GW
146 MWc
644 MW
Pipeline
photovoltaïque :
2,1 GWc
Un pipeline éolien et solaire de près de 16,5 GW
Source : EDF, EDF EN.
NB : les pipelines sont indiqués pour EDF EN et comprennent les capacités en construction
73
EDF Énergies Nouvelles
EDF EN – Capacité installée et en construction,
par filière, au 30 juin 2014
Brute(1)
En MW
Nette(2)
au 31/12/2013
au 30/06/2014
au 31/12/2013
au 30/06/2014
5 735
6 249
4 019
4 291
645
705
542
491
Hydraulique
80
80
77
77
Biogaz
70
75
65
71
Biomasse
62
62
54
54
Cogénération
19
19
7
7
6 611
7 190
4 764
4 991
1 767
2 160
1 434
2 012
Solaire en construction
191
139
116
103
Autres en construction
28
21
28
21
Capacité en construction totale
1 986
2 320
1 578
2 136
Total
8 597
9 510
6 342
7 127
Éolien
Solaire
Capacité installée totale
Éolien en construction
(1) Capacité brute : capacité totale des parcs dans lesquels EDF Énergies Nouvelles détient une participation
(2) Capacité nette : capacité correspondant à la participation détenue par EDF Énergies Nouvelles
74
EDF Énergies Nouvelles
EDF EN – Evolution des capacités nettes installées
Mises en service au S1 2014
 Eolien
 Canada
 États-Unis
 Turquie
 Mexique
 France
 Royaume-Uni
 Photovoltaïque
300 MW nets
161 MW nets
43 MW nets
30 MW nets
9 MW nets
4 MW nets
 Israël
 États-Unis
 Inde
 Autres filières
19 MW nets
12 MW nets
8 MW nets
Capacités mises en service
 France
6 MW nets
Brutes
Nettes
679 MW
591 MW
Principales acquisitions au S1 2014
 France
 Plein Vents
70 MW nets
75
EDF Énergies Nouvelles
Capacités nettes cédées
S1 2013
S2 2013
Royaume-Uni
-
58
-
États-Unis
-
103
116
Canada
-
115
150
Mexique
82
80
-
Turquie
-
-
38
Total éolien
82
356
304
France + DOM(1)
29
-
-
États-Unis
-
-
72
Italie
7
3
19
Total photovoltaïque
36
3
91
France
-
4
-
Total hydraulique
-
4
-
118
363
395
En MW
Total
(1) Départements d’Outre-Mer
S1 2014
76
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
France – Production
77
France – Production
Productible hydraulique S1 2014
En TWh
8
7
6
(1)
5
S1 1989 - 19,7 TWh
(1)
4
S1 1994 - 30,3 TWh
3
S1 2013 - 28,3 TWh
S1 2014 - 24,7 TWh
2
1
0
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Un productible sur S1 2014 en ligne avec les normales, avec un contraste entre le niveau exceptionnellement
élevé sur T1 dans le prolongement de 2013 et le T2 déficitaire
(1) Sur les 25 dernières années, 1989 correspond au plus bas historique et 1994 au plus haut historique
78
France – Production
Programme de renouvellement des moteurs des centrales SEI

Les Systèmes Energétiques Insulaires (SEI) regroupent les systèmes électriques opérés par EDF et non
(ou faiblement) interconnectés à la plaque continentale

EDF Production Energétique Insulaire (PEI), filiale à 100 %, est chargée du renouvellement des centrales
thermiques en Corse, à La Réunion et aux Antilles
Un important programme d’investissements
de renouvellement de PEI depuis 2009
Programme de remplacement des moteurs Diesel
(18 MW par moteur)(1)
En millions d’euros
45
1 600
40
Nombre de moteurs
1 400
1 200
1 000
800
600
400
35
Martinique
25
La Réunion
20
15
10
5
0
0
2010
CAPEX décaissés par an
2011
2012
Haute Corse
30
200
2009
Guadeloupe
2013
CAPEX décaissés cumulés
(1) Remplacement à compter de juillet 2014 basés sur des prévisions à fin juin 2014
79
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Royaume-Uni – Nucléaire
80
Royaume-Uni – Nucléaire
Royaume-Uni : production nucléaire en hausse
par rapport au S1 2013
En TWh
+6,9 %
Production cumulée 2013
+2,0 %
Production cumulée 2014
-3,4 %
-4,5 %
30,9
-6,5 %
-8,3 %
6,0
5,5
Janvier
10,8 10,1
Février
15,7 15,0
Mars
20,8 20,1
Avril
24,8 25,3
Mai
28,8
Juin
81
Royaume-Uni – Nucléaire
Avancement du projet Hinkley Point C
Hinkley Point C est un projet d’investissement important pour le groupe EDF. En 2014, des avancées
ont été enregistrées afin de pouvoir prendre la décision finale d’investissement.
 Accord de principe sur l’ensemble du contrat d’investissement avec le gouvernement britannique
□
21 octobre 2013 : Signature d’un accord sur les éléments commerciaux clés du contrat d’investissement d’Hinkley Point C
□
Contrat sur 35 ans à partir de la mise en service de la centrale avec un prix d’exercice de 92,5 £/MWh(1)(2)
Les discussions sur les termes restants du contrat sont en cours de finalisation

Finalisation des accords avec Infrastructure UK pour le financement de la dette
□
A la suite de l’annonce en octobre 2013 de l’éligibilité du projet au programme de garantie
du gouvernement britannique sur le financement des projets d’infrastructures,
Infrastructure UK a poursuivi son contrôle approfondi afin de fixer les termes et conditions
□
La dette garantie par le Trésor britannique représenterait 65 % du financement du coût total
anticipé avant le démarrage des opérations
 Décision de la Commission européenne (CE) relative aux aides d’Etat
□
Le processus d’obtention de l’autorisation de la CE sur les mesures relatives au projet
Hinkley Point C en application des règles sur les aides d’Etat se déroule conformément au
calendrier anticipé




31 janvier 2014 : publication sur Internet de la décision de la CE d’ouvrir une 2ème phase d’investigation
7 mars 2014 : publication de la décision au Journal officiel de l’UE, ouvrant une période d’un mois de consultation de l’ensemble des acteurs
7 avril 2014 : fin de la consultation et poursuite de la procédure d’examen
Au 31 juillet 2014, la CE n’a pas encore rendu sa décision
(1) En livre sterling 2012
(2) Sera réduit de 3 £/MWh sans impact sur le TRI de Hinkley Point C lorsqu’une décision finale d’investissement sera prise pour Sizewell C
82
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Italie
83
Italie
Edison : bilans électrique et gazier en Italie
En TWh
En Mds de m3
Electricité(1)
Gaz
∆ S1 2014
vs S1 2013
Production
/ Achats
Achats gros
et autres
45
36
∆ S1 2014
vs S1 2013
∆ S1 2014
vs S1 2013
+8,5
Ventes
+9,0
Marchés de
gros, IPEX
et autres
45
35
+8,5
+7,5
Production /
Achats
Approvisionnements
domestiques
6
-1,6
1
+0,1
Importations LT
5
Hydraulique et
renouvelables
Thermique
3
6
+0,4
-0,9
Clients
finals
10
+1,0
-1,6
Production
domestique
0
-0,1
∆ S1 2014
vs S1 2013
Ventes
6
Marchés de
gros et autres
1
Clients
résidentiels et
industriels
3
Thermoélectrique
2
(1) A l'exclusion des volumes de trading. Les volumes d'enchères, antérieurement présentés en net des achats, figurent désormais pour leur montant brut
-1,6
-0,5
~0,0
-1,1
84
Italie
Contrats long-terme gaz
 Clause « Take or Pay » : risques liés aux volumes et aux prix partagés entre le vendeur et l’acheteur
 Marge raisonnable pour l’acheteur devant être préservée grâce à la clause de renégociation
 Mécanisme de révision des prix généralement déclenché tous les 3 ans, sous réserve :
□
□
Conditions clés vérifiées (changements importants affectant les prix de marché et la rentabilité du contrat)
6 mois pour la négociation et 18 à 24 mois pour la procédure d’arbitrage si nécessaire
 Indexation : formule indexée aux prix des produits pétroliers vs formule indexée aux prix publiés
par les Hubs de gaz naturel
La durée totale du processus de renégociation peut prendre 21 à 30 mois
21 – 30 mois
Evolutions de marché
6 mois
12 - 18 mois
3 - 6 mois
Négociations
Procédure d’arbitrage
Décision du tribunal
Demande de
révision
des prix
Demande de
procédure
d’arbitrage
Audiences
Conclusion
85
Italie
Contrats gaziers d’Edison
Révisions des prix des contrats gaz (Qatar, Libye, Russie et Algérie)
 L’ensemble des contrats long terme de gaz d’Edison représente 14,4 Gm3/an
 Une nouvelle phase de révisions des prix a débuté fin 2012 pour la période 2012-2015, afin de restaurer
la rentabilité de ces contrats affectée par la baisse des prix de vente du gaz
Etat des renégociations et arbitrages
Etat des renégociations / arbitrages
Volume
maximum
(Gm3/an)
Expiration
Qatar
6,4
Libye
Contrat
1ère phase
(2010 - 2012)
2ème phase
(2012 - 2015)
2034
Arbitrage favorable
août 2012
Renégociation favorable
juillet 2013
4,0
2028
Arbitrage favorable
septembre 2012
Arbitrage
débuté en avril 2013
Russie
2,0
2019
Renégociation favorable
juillet 2011
Arbitrage
débuté en avril 2013
Algérie
2,0
2019
Arbitrage favorable
avril 2013
Renégociation favorable
juillet 2013
86
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Réglementation
87
Réglementation – France
Rapport de la commission d’enquête de l’Assemblée
nationale (AN) sur les coûts du nucléaire
Composition et calendrier de la commission d’enquête
 Commission composée de 30 membres, dont le président est François BROTTES, Président de la Commission des Affaires
économiques de l’AN et le rapporteur le député de Paris, Denis BAUPIN
 6 mois de travaux : création de la commission le 11 décembre 2013, adoption du rapport le 5 juin 2014 et publication le 10 juin
 65 auditions dont une dizaine d’EDF, 3 visites de site (Fessenheim, Tricastin et Flamanville) et 6 entretiens avec le rapporteur
Principales conclusions du rapport
 Rappelle l’orientation politique en faveur de la baisse de la part du nucléaire dans le mix énergétique mais ne préconise
pas de scénario ni d’arrêt de tranche
 Etablit 16 recommandations parmi lesquelles :
□
définir un cadre stratégique énergétique permettant de réduire les incertitudes pesant sur la filière
□
faire des études complémentaires notamment sur les coûts de Cigéo, sur le MOx ou les coûts d’un accident nucléaire
□
mettre en place au plus vite des dispositifs spécifiques d’accompagnement lors de la fermeture d’installations nucléaires
Enjeux

Les travaux de la commission d’enquête permettront de nourrir le débat parlementaire à venir sur le projet
de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte
88
Réglementation – France
Projet de loi relatif à la transition énergétique
pour la croissance verte
18 juin 2014
Présentation en
Conseil des Ministres
de l’avant-projet de loi
JUILLET 2014
Avis du CNTE, CNI,
CESE et du
Conseil d’Etat
30 juillet 2014
AUTOMNE 2014
Adoption en Conseil
des Ministres
Examen parlementaire
PRINTEMPS 2015
Adoption définitive
 Principaux objectifs proposés

Diversifier les sources de production d’électricité et diminuer la part du nucléaire de 75 % à 50 % d’ici 2025


Renforcer la sûreté nucléaire et l’information des citoyens
Réduire de 30 % en 15 ans la consommation française d’énergies fossiles et diviser par 2 la consommation énergétique finale d’ici 2050
Lutter contre les gaspillages et promouvoir l’économie circulaire
Rénover les bâtiments pour économiser l’énergie
 Développer et promouvoir les transports propres



Doubler la part d’énergies renouvelables consommée à l’horizon 2030 pour atteindre 32 %
Développer les énergies renouvelables
 Simplifier les procédures légales pour gagner en efficacité et compétitivité

 Enjeux généraux


Gouvernance de la politique énergétique française
Financement de la transition énergétique
Sources : Ministère de l'Ecologie, du Développement durable et de l'Energie (Conférence de presse du 18 juin 2014), AFP (« La transition énergétique le 30 juillet
en Conseil des Ministres et le 1er octobre à l'Assemblée », dépêche du 22 juillet 2014)
89
Réglementation – France
Annulation des tarifs réglementés de vente
par le Conseil d’Etat

10/07/2012 : transmission à la CRE par la Ministre de l’Ecologie, du Développement durable et de l’Energie et le Ministre de
l’Economie et des Finances, d’un projet d’arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité. Le projet d’arrêté
prévoit une augmentation de 2 % des TRV hors taxe de l’électricité applicables par EDF et les entreprises locales de
distribution (ELD)

19/07/2012 : délibération de la CRE portant avis sur le projet d’arrêté relatif aux TRV de l’électricité. La CRE émet un avis
favorable au projet d’arrêté pour ce qui concerne les tarifs verts, qui couvrent les coûts constatés 2011 et prévisionnels 2012.
Elle émet un avis défavorable pour les tarifs jaunes et bleus, qui ne couvrent ni les coûts constatés 2011 (cas des bleus
seulement), ni les coûts prévisionnels 2012 (les tarifs jaunes et bleus)

20/07/2012 : arrêté fixant les tarifs réglementés de vente à compter du 23/07/2012 (TRV 2012)

18/01/2013 : recours en annulation de l’arrêté fixant les TRV 2012 formé devant le Conseil d’Etat par l’ANODE

11/04/2014 : décision du Conseil d’Etat, conforme aux conclusions du rapporteur public
□
□

Annulation de l'arrêté du 20 juillet 2012 relatif aux TRV de l'électricité « en tant qu'il n'a pas fixé à un niveau plus élevé
l'augmentation des tarifs réglementés "bleu" et "jaune" de l'électricité »
Injonction aux ministres compétents de prendre, dans un délai de 2 mois à compter de la notification de
la décision, un nouvel arrêté fixant une augmentation rétroactive des tarifs réglementés "bleu" et "jaune" de l'électricité
pour la période du 23 juillet 2012 au 31 juillet 2013 conformément aux principes posés par sa décision
Juillet 2014 :
□
□
Projet d’arrêté fixant une nouvelle grille tarifaire pour la période du 23 juillet 2012 au 31 juillet 2013
Sur ces bases, EDF étudie les modalités pratiques de mise en œuvre du complément de facturation. Le chiffre d’affaires hors taxes
correspondant, estimé à environ 850 millions d’euros, sera enregistré dans les comptes d’EDF dès lors que l’arrêté sera publié au JO
90
Réglementation – France
Recommandations de la CRE pour favoriser
les Smart Grids

Le 25 juin 2014, après un travail de prospection sur les Smart Grids initié en 2010 et une
consultation publique lancée fin 2013, la CRE a publié 41 recommandations concernant
principalement :
L’insertion des véhicules électriques aux réseaux électriques ;
 Le stockage de l’électricité ;
 La participation des ENR à la sécurisation du système électrique ;
 L’autoproduction ;
 La gestion active de la demande.


La CRE demande pour le 1er novembre 2014 aux principaux gestionnaires de réseaux
une feuille de route de mise en œuvre de certaines recommandations, incluant entre
autres un calendrier d’études coûts / bénéfices
91
Réglementation – Grande-Bretagne : Proposition de marché de capacité
Architecture du marché de capacité britannique
Domaine
Principaux éléments de l’architecture
 Enchères centralisées descendantes, gérées par l’opérateur de réseau de transport d’électricité
Principe des enchères  Premières enchères en décembre 2014 pour livraison sur l’année octobre 2018 – septembre 2019
Obligation de capacité  Capacité requise pour atteindre le critère de fiabilité pour la Grande-Bretagne : espérance de défaillance = 3h
Calendrier
Détermination du prix
Eligibilité
Durée et obligations
des contrats
Financement
 Adjudication des contrats 4 ans en avance pour enchères principales
 1 an en avance pour les capacités d’effacement et les nouvelles unités










L’adjudication se fait au prix auquel la capacité offerte correspond au prix que le gouvernement est prêt à payer
Prix plafond (actuellement fixé à 75 £2012/kW)
Coût net du nouvel entrant (Net cost of new entrant) : 49 £/kW
Seuil du Price Taker : 25 £/kW
Toutes les unités ne bénéficiant pas d’une mesure de soutien à la production bas carbone (Contrat pour Différence,
quotas réglementaires (Renewables Obligations), tarif de rachat à petite échelle, etc.) ou d’un contrat LT STOR
(Long-Term Short-Term Operating Reserve)
Effacements
Capacité sur les interconnexions non éligible pour les premières enchères mais devrait pouvoir être prise en compte
dans les enchères futures
Facteurs d’espérance de disponibilité de chaque capacité définie de manière centralisée par l’opérateur de réseau
de transport d’électricité
1 an pour les unités existantes ; 3 ans pour les unités modernisées ; jusqu’à 15 ans pour les nouvelles unités
Coûts totaux répercutés via une Redevance Fournisseur appliquée à tous les fournisseurs agréés
92
Réglementation – Grande-Bretagne : Proposition de marché de capacité
Participation aux enchères
La pré-qualification se tient avant les enchères, obligeant ainsi les participants à choisir entre les voies suivantes :
Options au choix pour la participation aux enchères
de capacité d’une Unité du Marché de Capacité (UMC)
Ne pas participer
et rester en
exploitation
UMC existante
(Contrat 1 an)
Participer aux
enchères
UMC modernisée
(Contrat
jusqu’à 3 ans)
Ne pas participer
et fermer ou mettre
sous cocon
Nouvelle UMC
(jusqu’à 15 ans
de contrat)
Price Taker
Price Maker optionnel
Price Maker par défaut
Peut définir un prix
jusqu’au seuil(1) ;
pas de justification
Peut définir un prix
jusqu’au plafond(2) ;
à justifier à l’opérateur
Peut définir un prix jusqu’au
plafond(2) ; pas de
justification
Le choix du statut de Price Maker ou Price Taker peut être fait au moment de l’enchère, pas nécessairement lors de la pré-qualification
(1) Le seuil du Price Taker est de 25 £/kW
(2) Le prix plafond est de 75 £/kW
93
Réglementation – Grande-Bretagne : Proposition de marché de capacité
Dernières évolutions
 19 mars 2014 : le Ministère de l’Energie et du Changement Climatique(1) a confirmé les principaux éléments de l’architecture
du marché de capacité britannique
 Fin juin : les dispositions législatives d’application, incluant les règles du marché de capacité, ont été présentées au
Parlement et entreront en vigueur début août
 30 juin 2014 : le gouvernement britannique a confirmé que l’objectif de capacité pour la première enchère, qui aura lieu en
décembre 2014, est de 50,8 GW, avec 2,5 GW supplémentaires réservés à des enchères pour l’année à venir
 Nouveaux éléments de l’architecture du marché de capacité :
□
Mécanisme de détermination du prix :
 Prix plafond de l’enchère actuellement fixé à 75 £2012/kW
 Coût net du nouvel entrant (Net cost of new entrant) : 49 £/kW
 Seuil du Price Taker : 25 £/kW
□
Pénalités : dans le cas où le fournisseur de capacité ne livre pas l’énergie, il est redevable d’une pénalité équivalente à 1/24ème du prix de
l’enchère, plafonnée au double de ses revenus mensuels liés à la capacité
 23 juillet 2014 : la Commission européenne autorise le système du marché de capacité britannique de production d’électricité
et le déclare compatible avec les règles européennes sur les aides d’Etat
 D’autres évolutions sont attendues après la première enchère, notamment pour prendre en compte la participation des
capacités interconnectés
(1) UK Department of Energy & Climate Change (DECC)
94
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
France – Domaine régulé
95
France – Domaine régulé
Chiffres clés ERDF
S1 2013
retraité
S1 2014
Chiffre d’affaires
7 348
6 911
-5,9 %
EBITDA
2 030
2 079
+2,4 %
577
576
-0,2 %
1 474
1 376
-6,6 %
En millions d’euros
Résultat net courant
Investissements opérationnels bruts
∆%
96
France – Domaine régulé
ERDF – qualité de la fourniture en France (1/2)
 Critères hors évènements exceptionnels (HIX) hors RTE
□
Durée moyenne cumulée en minutes des arrêts par client basse-tension (BT)
26
27
31
33
22 22
15
18 19
11
7
4
janvier
février
mars
2013 HIX hors RTE
avril
mai
juin
2014 HIX hors RTE
Critère B hors événements exceptionnels et hors RTE : +2 minutes vs S1 2013
Source : ERDF
NB : données 2013 ajustées
97
France – Domaine régulé
ERDF – qualité de la fourniture en France (2/2)
 Critères toutes causes confondues (TCC) hors RTE
□
Durée moyenne cumulée en minutes des arrêts par client basse-tension (BT)
37
31
27
23
33
28
23
19
15
11
7
5
janvier
février
mars
2013 TCC hors RTE
avril
mai
juin
2014 TCC hors RTE
Critère B toutes causes confondues hors RTE : -4 minutes vs S1 2013
Source : ERDF
NB : données 2013 ajustées
98
France – Domaine régulé
Délibération de la CRE du 17 juillet 2014 sur Linky
 Régulation spécifique sur une période de 20 ans (BAR Linky dédiée)
 Montant d’investissement estimé à 5 Mds€ sur la période de déploiement 2014-2021
 Déploiement à partir de fin 2015 avec un objectif de 35 millions de compteurs (soit 90 %) posés d’ici 2021
 Equilibre économique fondé sur les gains permis par le projet Linky (réduction des pertes non techniques,
baisse des interventions techniques et des relèves, optimisation du réseau, etc.)
 Modèle tarifaire proposé :

Un taux de rémunération nominal avant impôts de 7,25 %

Une prime additionnelle de 3 % conditionnée par le respect des coûts, des délais et à la performance du système
 Mise en place d’un différé tarifaire des revenus liés à Linky rémunérés à 4,6 % et apurés totalement en 2030
 La délibération de la CRE datée du 17 juillet relative au cadre de régulation tarifaire pour le projet Linky
a été publiée le 30 juillet 2014 au Journal officiel
99
France – Domaine régulé
Indexation annuelle des tarifs TURPE 4
 Depuis 2013, le TURPE transport et le TURPE distribution font l’objet de décisions distinctes
suite à l’annulation par le Conseil d’Etat du TURPE 3 HTA-BT (distribution) le 28 novembre 2012
 Les tarifs sont ajustés chaque 1er août à compter de 2014 selon la formule IPC + K :
IPC : indice des prix à la consommation France entière hors tabac de l’année N-1
□ K : facteur d’apurement du CRCP(1) (dans une limite de +/-2 % ; les montants non apurés étant le cas échéant
reportés sur la suite de la période tarifaire)
□
 TURPE transport (HTB)
□
Le tarif est ajusté chaque année à la date anniversaire de mise en place du TURPE 4 après une hausse initiale au
1er août 2013 de 2,4 %
□ Le TURPE transport baisse de 1,3 % (IPC = 0,7 % et K = -2 %) au 1er août 2014 et comprend à titre exceptionnel un
abattement de 50 % sur les factures des électro-intensifs pour la seule période du 1er août 2014 au 31 juillet 2015
 TURPE distribution (HTA-BT)
Le TURPE 4 distribution est entré en vigueur le 1er janvier 2014 et a augmenté en moyenne de 3,6 % (hausse
différenciée selon les utilisateurs)
□ L’indexation du TURPE distribution au 1er août 2014 est de -1,3 % (IPC = 0,7 % et K = -2 %)
□
(1) Compte de Régularisation des Charges et Produits
100
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
France – Commerce
101
France – Commerce
L’activité électricité d’EDF en France
Ventes aux clients finals(1)
En TWh
199,2
Collectivités, entreprises et
professionnels
(Nouvelles offres)
Collectivités, entreprises et
professionnels(3)
203,1
184,2
31,6
(2)
27,5
28,0
89,8
91,6
77,8
84,0
86,5
(Tarifs Réglementés de Vente)
Particuliers
S1 2012
S1 2013
69,7
S1 2014
La baisse des ventes au S1 2014, notamment sur le segment des particuliers,
est essentiellement liée aux effets du climat
(1) Données arrondies au dixième
(2) Dont Eurodif (export et façonnage) : 2,1 TWh
(3) Y compris auto-consommations EDF
102
France – Commerce
L’activité électricité d’EDF en France
En TWh
Ventes aux clients finals à fin juin 2014(1)
Tarif de cession ELD(3)
8,3
Tarif vert
40,8
Collectivités, Entreprises et
professionnels
Tarif jaune
(Nouvelles offres)
28,0
Collectivités, Entreprises et
professionnels(2)
86,5
19,5
Tarif bleu
(Tarifs Réglementés de Vente)
Particuliers
(1) Données arrondies au dixième
(2) Y compris auto-consommations EDF
(3) ELD : Entreprises Locales de Distribution
69,7
87,5
103
France – Commerce
L’activité électricité d’EDF en France
En TWh
Ventes aux Tarifs Réglementés de Vente(1)
167,6
Tarif de cession ELD(2)
Tarif vert
Tarif jaune
Tarif bleu
9,3
41,0
20,2
175,6
156,1
9,7
41,1
40,8
21,0
19,5
97,1
103,8
S1 2012
S1 2013
(1) Données arrondies au dixième et y compris auto-consommations EDF
(2) ELD : Entreprises Locales de Distribution
8,3
87,5
S1 2014
104
France – Commerce
Volumes d’ARENH attribués aux concurrents
En TWh(1)
ARENH 2013
(42 €/MWh)
ARENH 2013
(42 €/MWh)
ARENH 2014
(42 €/MWh)
36,8
32,9
31,4
Volumes fournis
S1 2013
Volumes fournis
S2 2013
Volumes fournis
S1 2014
ARENH 2014
(42 €/MWh)
34,5
Prévision de volumes
S2 2014(2)
 Volume total maximum de ventes d'EDF aux fournisseurs concurrents (hors pertes réseaux)(3) : 100 TWh/an
 Volumes attribués correspondant à environ 85 % de la fourniture
 Volumes livrés en 2013 par EDF aux concurrents : 64,4 TWh(2)
 Volumes livrés au 1er semestre 2014 : 36,8 TWh (dont 5,9 TWh au titre des pertes)

Pour la première fois, à l’occasion de ce sixième guichet, les fournisseurs alternatifs intègrent dans leurs demandes d’ARENH
des volumes pour le sourcing des pertes réseaux. En effet, en 2014, 80 % du volume des pertes réseaux (RTE, GRDs dont grosses ELD)
sont éligibles à l’ARENH
 Volumes prévisionnels pour le 2ème semestre 2014 : 34,5 TWh (dont 6 TWh au titre des pertes)(2)
(1) Données arrondies au dixième
(2) Observatoire des marchés de l’électricité de la CRE (données du T1 2014)
(3) Défini par la loi
105
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
France - CSPE
106
France – CSPE
Faits marquants 2014
 Evolution des tarifs d’achat
□
Annulation de la majoration du tarif d’achat photovoltaïque en faveur des panneaux
assemblés en Europe
□
Attribution le 7 mai de 1 000 MW d’éolien off-shore dans le cadre du deuxième appel d’offres
du gouvernement français
□
Annulation des tarifs d’achat de l’éolien et nouvel arrêté tarifaire ; pas d’impact CSPE
 Projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte
□
Proposition de mise en place d’un « comité de gestion de la CSPE » afin de renforcer la
gouvernance du dispositif
□
Proposition d’un nouveau dispositif de soutien aux ENR fondé sur la possibilité de vendre
l’énergie directement sur le marché tout en bénéficiant d’un complément de rémunération
107
France – CSPE
Principales composantes de la CSPE pour EDF
 La Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE) a été mise en place en vertu de la loi
du 10 février 2000 pour permettre la compensation de certaines charges assumées par EDF
et liées à des missions de service public :
En millions d’euros
Obligations d’achat(1)
Autres(2)
Total CSPE EDF
S1 2013
2013
S1 2014
1 770
69 %
3 330
65 %
2 057
68 %
800
31 %
1 773
35 %
970
32 %
2 570
5 103
3 027
Augmentation des charges à compenser par la CSPE, principalement due à la baisse des prix de
marché et au développement des ENR soumises à obligations d’achat
(1) Les obligations d’achats comprennent l’électricité produite en métropole à partir de : éolien, photovoltaïque, biomasse, cogénération, hydraulique inférieure à 12 MW,
valorisation des déchets ménagers et énergies de récupération à l’exception de la Corse et des DOM
(2) Surcoûts de production et obligations d’achat en Corse et dans les DOM, Tarif de Première Nécessité et Fonds de Solidarité pour le Logement (FSL)
108
France – CSPE
Evolution des charges d’obligations d’achat d’EDF en
métropole
2 723 M€
2 829 M€(3)
2 688 M€
2 074 M€
1 624 M€
1 084 M€
55,2 €/MWh
48,6 €/MWh
1 770 M€
2 057 M€
34,6 €/MWh
43,8 €/MWh
990 M€
1 099 M€
918 M€
772 M€
S1 2011
S1 2012
S1 2013
S1 2014
Montant des
obligations d’achat
Surcoût des
obligations
d’achat à compenser
par la CSPE(2)
Prix de marché moyen
Montant des
obligations d’achat
valorisées au prix
de marché
Principe : La CSPE compense(1) l’écart entre le coût des obligations d’achat et le prix de marché
(1) La CSPE compense également les surcoûts de production en Corse et DOM et le Tarif de Première Nécessité
(2) Périmètre EDF SA hors SEI
(3) Variation des obligations d’achat : hausse de la production éolienne, photovoltaïque et biomasse/biogaz, en partie compensée par une baisse de la cogénération
109
France – CSPE
La CSPE dans les comptes d’EDF au 30 juin 2014
 Compte de résultat
□
Compensation du surcoût des missions de service public concernées, comptabilisée
en « Autres Produits et Charges Opérationnels » pour 3 027 M€
□ Compensation des coûts de portage de la créance financière comptabilisée en produits financiers
pour 47 M€
 Bilan
□
Créance financière pour 5 098 M€, intégrée aux Actifs Dédiés
□ Créance d’exploitation enregistrée dans le fonds de roulement sous « Autres créances » pour 1 547 M€
□ Dette fiscale CSPE sur énergie en compteur (reste à collecter après avoir livré l’énergie) pour 1 081 M€
 Tableau des flux de trésorerie
□
Fonds collectés : 2 837 M€
□ Augmentation du Besoin en Fonds de Roulement d’exploitation CSPE de 93 M€
110
France – CSPE
Impact de la CSPE sur les états financiers d’EDF
En millions d’euros
S1 2012
S1 2013
2013
S1 2014
(2 362)
(2 570)
(5 103)
(3 027)
2 362
2 570
5 103
3 027
EBITDA
Neutre
Neutre
Neutre
Neutre
Impact sur le résultat avant impôt
Neutre
42
83
47
-
4 916
5 051
5 098
Créance d’exploitation CSPE (Autres débiteurs)
4 508
1 178
1 357
1 547
Dette fiscale CSPE (sur énergie livrée non encore
facturée, Autres créditeurs)
(632)
(996)
(984)
(1 081)
1 675
2 388
4 652
2 837
n.c.
(67)
123
93
n.c.
182
360
190
Compte de résultat
Surcoûts / Manque à gagner constatés
Impact sur les « Autres Produits et Charges
Opérationnels »
Bilan
Créance financière
Flux de trésorerie
Recettes perçues sur énergie facturée
Augmentation du BFR d’exploitation CSPE
dont augmentation du BFR sur la créance d’exploitation CSPE
n.c. : non comparable
111
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
Marchés
112
Marchés
Un marché européen de l’énergie qui reste divisé
en « plaques électriques » - moyenne des prix spot au S1 2014
Niveau de capacités commerciales disponibles
40,8 €/MWh
51,1 €/MWh
-9,5
€/MWh(1)
2
400(3)
-12,8 €/MWh(1)
2 400(3)
40,0 €/MWh
1 200(2)
1 900(2)
-11,8
€/MWh(1)
2 800(2)
-5,0 €/MWh(1)
3 100(2)
1 900(2)
2 300(2)
34,6 €/MWh
-9,2 €/MWh(1)
1 300(2)
1 700(2)
3 100(2)
□
Prix : moyenne des prix spot
(base S1 2014) pour la France
(Epex), l’Allemagne (Epex),
le R-U (EDFT), l’Espagne
(OMEL), les Pays-Bas (APX), la
Belgique (Belpex) et l’Italie (Ipex)
900(2)
1 000(2)
33,1 €/MWh
32,4 €/MWh
 Des zones de marché
interconnectées mais distinctes
1 600(2)
49,5 €/MWh
-11,1 €/MWh(1)
-4,2 €/MWh(1)
(1) Variation par rapport aux prix moyens sur S1 2013, arrondie au dixième
(2) Capacités de transfert nettes calculées par RTE en décembre 2013 pour l’année 2014, exprimées en MW
(3) Source : ENTSOE, en MW
113
Marchés
Solde des échanges transfrontaliers d’électricité,
S1 2014 vs S1 2013
En TWh
7
2013
6
2014
5
France
exportatrice
4
3
2
1
0
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Un solde toujours exportateur au S1 2014, avec une hausse des exportations vs S1 2013
(43,4 TWh, soit +3,7 TWh) principalement en raison du recul de la consommation française.
Diminution des importations depuis l’Allemagne et hausse des exportations vers le Royaume-Uni
Source : RTE
114
Marchés
Solde des échanges transfrontaliers d’électricité
avec l’Allemagne, S1 2014 vs S1 2013
En TWh
0,5
2013
France
exportatrice
2014
0
-0,5
-1
France
importatrice
-1,5
-2
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Un solde France/Allemagne toujours importateur au S1 2014, mais une diminution des importations depuis l'Allemagne en
raison d'un équilibre offre-demande détendu en France. En particulier, un solde exportateur en mai et juin du fait d’une
demande française particulièrement faible et d’une bonne disponibilité nucléaire
Source : RTE
115
Marchés
Echanges d’électricité aux frontières françaises
2013
En TWh
2014
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Janvier
Février
Mars
Avril
Mai
Juin
Allemagne
exportations
importations
solde
0,2
1,7
-1,6
0,1
1,8
-1,6
0,1
1,9
-1,9
0,4
1,4
-1,0
0,7
0,8
-0,1
0,9
0,7
0,2
0,5
1,2
-0,6
0,3
1,3
-1,0
0,4
1,4
-1,0
0,5
1,1
-0,6
0,8
0,8
0,1
0,8
0,8
0,1
RoyaumeUni
exportations
importations
solde
0,7
0,2
0,5
0,7
0,3
0,5
0,7
0,2
0,6
1,0
0,2
0,8
1,1
0,0
1,1
0,9
0,0
0,9
1,5
0,1
1,4
1,3
0,1
1,3
1,0
0,0
1,0
1,4
0,1
1,3
1,5
0,0
1,4
1,1
0,0
1,1
Belgique
exportations
importations
solde
1,4
0,1
1,3
0,9
0,4
0,5
1,2
0,3
1,0
1,7
0,1
1,6
2,0
0,1
2,0
1,6
0,1
1,5
1,3
0,1
1,3
1,0
0,1
0,9
1,3
0,1
1,2
1,3
0,0
1,4
1,5
0,0
1,5
1,4
0,0
1,4
Espagne
exportations
importations
solde
0,5
0,4
0,1
0,3
0,6
-0,3
0,1
0,7
-0,6
0,2
0,6
-0,5
0,7
0,2
0,5
0,7
0,1
0,5
0,3
0,6
-0,3
0,1
0,7
-0,6
0,4
0,6
-0,2
0,1
0,3
-0,2
0,8
0,1
0,7
0,7
0,0
0,7
Italie
exportations
importations
solde
1,6
0,1
1,5
1,8
0,2
1,5
1,6
0,4
1,2
1,2
0,2
1,0
1,2
0,1
1,2
1,3
0,0
1,3
1,8
0,0
1,8
1,9
0,0
1,8
1,9
0,1
1,8
1,2
0,0
1,2
1,2
0,0
1,2
1,4
0,0
1,4
Suisse
exportations
importations
solde
2,2
0,6
1,7
2,1
0,5
1,6
2,3
0,8
1,5
2,0
0,7
1,3
1,9
0,8
1,1
1,7
0,6
1,2
2,4
0,2
2,2
2,1
0,4
1,7
2,2
0,6
1,6
1,9
1,1
0,8
2,0
0,6
1,4
2,0
0,5
1,4
Global
exportations
importations
solde
Total S1 2014
Total S1 2013
Source : RTE
6,6
3,1
3,5
5,9
3,7
2,1
6,0
4,3
1,7
6,4
3,2
3,2
7,7
2,0
5,7
7,2
1,6
5,6
39,7
17,8
21,9
7,9
2,2
5,7
6,7
2,6
4,1
7,1
2,8
4,4
6,4
2,6
3,8
7,9
1,6
6,3
7,4
1,4
6,0
43,4
13,2
30,2
116
Marchés
Prix à terme de l’électricité France, R-U, Italie
et Allemagne (N+1) du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
En €/MWh
Electricité – Contrat annuel base France (Powernext)
Electricité – Contrat annuel base R-U (ICE)
Electricité – Contrat annuel base Allemagne (EEX)
Electricité – Contrat annuel base Italie (IPEX)
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
juil.-13
août-13
sept.-13
oct.-13
nov.-13
déc.-13
janv.-14
févr.-14
mars-14
avr.-14
mai-14
juin-14
117
Marchés
Prix à terme de l’électricité France, R-U, Italie
et Allemagne (N+2) du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
En €/MWh
Electricité – Contrat annuel base France (Powernext)
Electricité – Contrat annuel base Allemagne (EEX)
Electricité – Contrat annuel base R-U (ICE)
Electricité – Contrat annuel base Italie (IPEX)
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
juil.-13
août-13
sept.-13
oct.-13
nov.-13
déc.-13
janv.-14
févr.-14
mars-14
avr.-14
mai-14
juin-14
118
Marchés
Spread France / Allemagne
En €/MWh
80
Spread spot
Spread à terme
60
40
20
0
-20
-40
Les prix spot France et Allemagne divergent dès que les interconnexions sont saturées entre ces deux pays.
La France a été exportatrice vers l’Allemagne en mai et juin en raison d’une bonne disponibilité nucléaire et d'un équilibre
offre / demande détendu en France
Remarque : le 25 décembre 2012, le spread spot a atteint 63,98 €/MWh
119
Marchés
France : prix de marché spot en base de l’électricité
S1 2014 vs S1 2013
En €/MWh
Max base au S1 2013 = 85,26 €/MWh
S1 2013
S1 2014
90
80
Max base au S1 2014 = 55,65 €/MWh
70
60
50
40
30
20
10
Min base au S1 2014 = 7,97 €/MWh Min base au S1 2013 = - 40,99 €/MWh
0
j…
m…
f…
a…
m…
j… janvier
février
mars
avril
mai
juin
Recul de 9,2 €/MWh des prix spot moyens vs S1 2013 sous l’effet d’une demande faible liée à un climat doux.
La hausse de la production d’origine renouvelable conjuguée au repli des prix du charbon et du gaz
ont ajouté une pression baissière sur les prix, conduisant à un niveau de prix au plus bas depuis 2007
Source : EPEX
120
Marchés
France : prix de marché spot en pointe de l’électricité
S1 2014 vs S1 2013
S1 2013
En €/MWh
S1 2014
Max pointe au S1 2013 = 103,20 €/MWh
100
80
60
40
Max pointe au S1 2014 = 63,97 €/MWh
20
0
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Recul de 11,4 €/MWh de la moyenne des prix spot vs S1 2013, lié à une demande faible en raison du climat doux
sur les premiers mois de l’année. Les mois de mars et avril notamment ont été plus doux qu'en 2013,
ce qui a entrainé un recul marqué des prix à la pointe par rapport à l'an dernier
Source : EPEX
121
Marchés
Prix du charbon (N+1) du 01/07/13 au 30/06/2014
En $/T
91
89
87
85
83
81
79
77
75
juil.-13
août-13
sept.-13
oct.-13
nov.-13
déc.-13
janv.-14
févr.-14
mars-14
avr.-14
mai-14
juin-14
Les prix à terme du charbon ont reculé en moyenne de 12,4 $/t vs S1 2013 et se sont établis à environ 80 $/t à fin juin,
en raison notamment d’exportations russes, américaines et colombiennes à bas prix et d’une demande asiatique moins
importante qu’anticipée. L’hiver doux en Europe a également contribué à la pression baissière sur les prix
122
Marchés
Prix du brent (N+1) du 01/07/13 au 30/06/14
En $/bbl
120
116
112
108
104
100
juil.-13
août-13
sept.-13
oct.-13
nov.-13
déc.-13
janv.-14
févr.-14
mars-14
avr.-14
mai-14
juin-14
Le cours du pétrole a peu évolué vs S1 2013. Il a été relativement stable au cours du T1 2014
puis a augmenté à partir d'avril, pour atteindre 112,4 $/bbl à fin juin 2014. Cette hausse s'explique par des craintes sur
l'offre, compte tenu notamment de la situation en Libye et en Irak
123
Marchés
Prix du gaz NBP (N+1) du 01/07/13 au 30/06/14
En p/therm
71
69
67
65
63
61
59
57
55
juil.-13
août-13
sept.-13
oct.-13
nov.-13
déc.-13
janv.-14
févr.-14
mars-14
avr.-14
mai-14
juin-14
Le prix du contrat annuel de gaz est en baisse du fait d’un hiver doux et de l’absence de tensions sur
l’équilibre offre-demande au T2 qui ont permis la reconstitution rapide des moyens de stockage long terme.
Les tensions entre la Russie et l’Ukraine n’ont eu qu’un impact limité, le niveau actuel des stocks permettant
de compenser une coupure des livraisons de gaz russe transitant par l’Ukraine pour la majeure partie de l’été
124
Marchés
Prix du CO2 (N+1) du 01/07/13 au 30/06/14
En €/t
8
7
6
5
4
3
2
1
0
juil.-13
août-13
sept.-13
oct.-13
nov.-13
déc.-13
janv.-14
févr.-14
mars-14
avr.-14
mai-14
juin-14
Le prix des droits d’émission de CO2 pour livraison en décembre 2014 s’est établi en moyenne à 5,6 €/t
au cours du S1 2014. Les prix ont progressé de 1,3 €/t par rapport au S1 2013, suite au vote puis à l’application
de la mesure dite de backloading par la Commission européenne
125
Marchés
France : consommation électrique S1 2014 vs S1 2013
En TWh
2013
2014
60
50
40
30
20
10
0
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Consommation électrique en baisse en France sur le premier trimestre 2014 en raison de températures
très douces. Ajustée de l’effet climat, la demande du semestre est globalement stable vs S1 2013
Source : RTE, Aperçu sur l’énergie électrique en France, juin 2014
126
Marchés
France : consommation gaz S1 2014 vs S1 2013
En TWh
2013
2014
80
70
60
50
40
30
20
10
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Demande de gaz en baisse par rapport au S1 2013 (-63,2 TWh, soit -22,8 %)
principalement en raison des températures très douces du début d’année
Source : Smart GRTgaz sur son périmètre d’activité
127
Marchés
Royaume-Uni : consommation électrique S1 2014
vs S1 2013
En TWh
87,9
83,3
T1
73,4
T2
70,1
2013
2014
(1)
Baisse de la consommation d’électricité (-7,9 TWh vs S1 2013, soit -4,9 %) du fait de la réduction de la demande
des particuliers combinée à un climat clément au premier semestre 2014
Source : DECC (Données historiques révisées trimestriellement)
(1) Chiffres estimés par EDF Energy
128
Marchés
Royaume-Uni : consommation finale gaz S1 2014
vs S1 2013
En TWh
229,8
184,1
139,9
2013
2014
109,9
T1
T2
(1)
Baisse de la consommation de gaz (-15,7 TWh vs S1 2013, soit -4,6 %)
liée à des températures plus douces au S1 2014 qu’au S1 2013
Source : DECC (Données historiques révisées trimestriellement)
(1) Chiffres estimés par EDF Energy
129
Marchés
Italie : consommation électrique S1 2014 vs S1 2013
En TWh
2013
2014
29
28
27
26
25
24
23
22
21
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Demande d’électricité au S1 2014 inférieure de 3 % à celle du S1 2013.
L’écart s’est réduit au mois de juin en raison d’une température supérieure (+1,1°C vs 2013)
qui a occasionné une plus grande utilisation d’air conditionné
Source : données Terna retraitées par Edison
130
Marchés
Italie : consommation gaz S1 2014 vs S1 2013
En TWh
2013
2014
120
100
80
60
40
20
0
janvier
février
mars
avril
mai
juin
Demande de gaz en baisse de 14,4 % vs S1 2013, principalement en raison du climat doux (températures moyennes en
hausse de 1,5 °C vs S1 2013). La demande pour la production d’électricité est restée très faible
Source : Ministère du Développement Economique (MSE), données Snam Rete Gas retraitées par Edison sur la base 1 Bcm = 10,76 TWh
131
Marchés
Températures mensuelles moyennes(1) en France
du 01/07/2012 au 30/06/2014 et écart à la normale
En °C
25
Ecart à la
normale
Températures moyennes réalisées
Températures moyennes normales
3
2
20
1
15
0
10
-1
-2
5
-3
0
-4
L'hiver 2013-2014 fait partie des trois hivers les plus doux sur la période 1990-2014.
Le mois de mai a été plus frais que les normales, mais des températures déjà douces ont entraîné une faible sollicitation du
chauffage et le mois de juin a été proche des normales
Source : Météo France
(1) Données basées sur un panier de 32 villes
132
Marchés
Températures mensuelles moyennes à Londres(1)
En °C
2012 - 2013
2013 - 2014
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
juillet
août
sept.
octobre
Source : Météo France
(1) Représentatif des activités d’EDF Energy
nov.
déc.
janvier
février
mars
avril
mai
juin
133
Marchés
Clean dark spread(1) au Royaume-Uni (day ahead)
En £/MWh
36
32
28
24
20
16
12
8
4
0
Market spread =
+ Prix de l’électricité
– Prix API 2 x estimation marché de la quantité de charbon / MWh d’électricité
– Prix EUA x estimation marché des émissions de CO2 / MWh d’électricité
(1) Spread d’une centrale à charbon fonctionnant à plein régime, incluant le coût du charbon, des émissions de CO 2 (mais sans certificat vert)
sous une hypothèse d’efficience de marché
134
RÉSULTATS
SEMESTRIELS
2014
Annexes
135