FAITS & CHIFFRES · 8 Les chiffres-clé du groupe EDF en 2014 (1) Capacité nette de production revenant au Groupe en application des règles de consolidation comptable

FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

2

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 à la date du présent document

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 14 avril 2015 (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.

3

Avant tout…

Aide à la lecture… Dans le but de vous aider à comprendre les termes utilisés, un glossaire se trouve à la fin du document

De plus, vous trouverez dans le document des cases « le saviez-vous ? », qui explicitent des concepts spécifiques

D’autres informations sont disponibles dans notre document de référence, que vous pouvez télécharger à l’adresse ci-dessous

http://finance.edf.com/actualites-et-publications/publications/information-reglementee/documents-de-reference-41509.html

….et à la navigation Pour vous aider à vous déplacer dans ce document, un système de liens hypertexte a été mis en place

Ainsi, un clic sur tous les logos d’EDF présents dans le document vous permettra de revenir directement au sommaire principal (page 4)

De même, un bandeau de déroulé se trouve sur chaque page dans le corps de la présentation.

Un clic sur la flèche, indiquant le nom de la partie dans laquelle vous vous trouvez, vous ramènera toujours au début de cette partie

WHAT’S NEW ?

Un focus sur les différents mécanismes de capacité en France, Royaume-Uni, Italie et Pologne dans le chapitre « Le groupe EDF »

Un focus sur le fonds Electranova dans le chapitre « Recherche & Développement »

Un focus, dans le chapitre « Activités principales d’EDF », sur les stratégies commerciales d’EDF en France, d’EDF Energy, d’Edison,

d’EDF Luminus, d’EDF Polska et de Dalkia

Un focus particulier sur les activités de Dalkia dans la partie « Services Energétiques »

Réseaux Zoom transportPanorama général InnovationsZoom distributionActivités principales d'EDF

4

6

Données de marché

Le groupe EDF

La R&D au service des métiers du Groupe

Activités principales d’EDF

Démarche de responsabilité d’entreprise du Groupe

Finance

Sommaire

56

70

186

201

247

Annexes 265

FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

LE GROUPE EDF

6

Profils des pays

Une entreprise publique cotée

Aperçu du groupe EDF

Le groupe EDF

Le groupe EDF Activités principales d'EDF Finance Données de marché Annexes Responsabilité d’entreprise

7

20

31

R&D

7

Les facteurs-clé de succès en 2014

(1) Données publiées de croissance organique à périmètre et change comparables

(2) À méthode constante

Un mix diversifié faisant du

Groupe le leader de la

production décarbonée

Ratio EFN / EBITDA à 2x à fin 2014 vs 2,1x à fin 2013, dans le bas de la fourchette de 2-2,5x fixée par le Groupe

Feuille de route pour un cash flow positif en 2018 : maximisation de la marge brute, objectif d’optimisation du BFR fixé à 1,8 Md€ sur 2015-2018, maîtrise des investissements nets

Poursuite du renforcement de

la structure financière et plan

d’action pour un cash flow

positif en 2018

Poursuite et renforcement des efforts de maîtrise des charges

d’exploitation en 2014 à +0,9 %(1) vs +1,1 %(1)(2) en 2013

Maîtrise des investissements nets, stables à 12 Mds€ en 2014

Maintien d’un niveau élevé de compétences

La dimension industrielle au

cœur de la stratégie

Aperçu du groupe EDF Une entreprise publique cotée Profils pays

Niveau record des énergies décarbonées dans le mix de production électrique et réduction des émissions de CO2 à 102 g/kWh au niveau Groupe et à 17 g/kWh en France métropolitaine, soit leur niveau le plus bas depuis 8 ans

Production nucléaire en France en hausse de 3 % à 415,9 TWh, grâce au plan de maîtrise des arrêts programmés : durée moyenne de prolongation des arrêts programmés divisée par 2 en 2014 vs 2013

Le groupe EDF

8

Les chiffres-clé du groupe EDF en 2014

(1) Capacité nette de production revenant au Groupe en application des règles de consolidation comptable

(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 equivalence à partir du 1er janvier 2014)

(3) Dernières informations au 07/05/2015

Chiffres opérationnels

Chiffre d’affaires : 72,9 Mds€

EBITDA : 17,3 Mds€

Résultat Net Courant : 4,9 Mds€

Dette financière nette : 34,2 Mds€

Notations(3) : A+ négatif (S&P) / A1 négatif (Moody’s) / A+ négatif (Fitch) / AA+ stable (JCR)

Vigeo : note globale de 58/100 (vs 55/100 précédemment)

Robeco Sam : note globale de 79/100 (vs 66/100 en 2013)

Carbon Disclosure Project : note de 98/100 – B (vs 95/100 – B en 2013)

Finance

Notation extra-financière

~38,5 millions de comptes client dans le monde

136,2 GW(1) installés dans le monde, dont

72,9 GW de nucléaire

35,0 GW de thermique

28,3 GW d’hydraulique et nouvelles énergies renouvelables

623,5 TWh(2) produits dans le monde, dont

~77 % de nucléaire

~7 % de thermique hors gaz

~6 % CCG

~10 % d’hydraulique et nouvelles énergies renouvelables

~158 000 salariés, dont ~ 39 000 au sein de la distribution en France, ~ 41 500 au sein de la production et l’ingénierie en France et ~ 14 700 au sein d’EDF Energy

Aperçu du groupe EDF Une entreprise publique cotée Profils pays Le groupe EDF

9

La présence d’EDF dans le monde

Etats-Unis : Constellation Energy Nuclear Group(1)

Brésil : Norte Fluminense

Chine :

• Figlec

• SZPC

• DSPC

Vietnam :

MECO Laos :

NTPC

France :

• EDF

• RTE

• ERDF

• Systèmes Energétiques Insulaires

Royaume-Uni :

• EDF Energy Pologne (filiales principales) :

• EDF Polska

• Kogeneracja

Hongrie :

• Be ZRt

• EDF Démasz ZRt

Autriche :

ESTAG

Belgique :

• EDF Belgium

• EDF Luminus

Pays-Bas :

Sloe Centrale BV

Italie :

• Edison

• Fenice

Suisse :

• Alpiq

Espagne :

Elcogas

(1) 49,99 % EDF et 50,01 % Exelon : ce dernier détient les licences d’exploitation des centrales de CENG

(2) En 2014, EDF a consolidé sa position sur le marché des services énergétiques avec l’acquisition des activités de Dalkia

en France et de Citelum

Autres activités

Pays-clé : contribution à l’EBITDA

du Groupe en 2014

France

Royaume-Uni

Italie

Autre International

71 %

EDF Energies Nouvelles

EDF Trading 9 %

11 %

5 %

4 %

Services énergétiques(2)

Autres


10

Présence sur toute la chaîne de valeur de l’électricité

(1) Données consolidées

(2) RTE est consolidé par mise en équivalence

Au

tre

In

tern

ati

on

al

Capacité électrique(1) Transport Distribution Commercialisation (nb

clients électricité et gaz)

Réseaux

France (hors SEI) EDF SA : 96,8 GW RTE(2) (100 %) :

plus de 100 000 km ERDF (100 %) : ~1,3 M km EDF SA : ~27,2 M

Royaume-Uni EDF Energy : 14,4 GW EDF Energy : ~5,9 M

Italie Edison : 7,3 GW

Fenice : 0,4 GW Edison : ~1,2 M

Belgique EDF Luminus : 1,95 GW

EDF Belgium : 0,5 GW EDF Luminus : ~1,7 M

Autres Autres : 5,7 GW (dont

Pologne, Hongrie, Brésil) Démász (100 %) : 32 200 km Démász : ~740 000

Autres activités Autres activités : 7,1 GW

dont EDF EN : 5,1 GW Electricité de Strasbourg : 14 000 km

Activités transverses

Trading : EDF Trading

Services énergétiques : Dalkia, Fenice


11

Les grands enjeux du groupe EDF

Réussir le nouveau nucléaire

Préserver les équilibres économiques du Groupe

Fidéliser les clients

Etre un acteur majeur de la transition énergétique

Définir une stratégie internationale cohérente et ambitieuse


12

Grands enjeux : réussir le nouveau nucléaire

Mettre en service les EPR en cours de construction : □ Flamanville

□ Taishan

Finaliser les négociations sur Hinkley Point C

Renforcer la coopération AREVA – EDF

Consolider et développer nos partenariats en Chine

Optimiser la gamme de réacteurs : □ EPR

□ Nouveaux modèles


13

Grands enjeux : préserver les équilibres économiques du Groupe

(1) Hors Linky

France : nécessité d’une trajectoire tarifaire couvrant les coûts

de l’entreprise □ Tarifs

□ Couverture des coûts complets du nucléaire (ARENH)

□ CSPE

Poursuite des efforts du Groupe pour la maîtrise des coûts

Des choix d’investissement plus sélectifs

Meilleure gestion du cash

Ambition : cash flow après dividendes(1) positif en 2018


14

Grands enjeux : fidéliser les clients

En France : □ Fin des tarifs jaune et vert : être au rendez-vous pour les clients entreprises et collectivités

En Europe : □ Développement commercial dans les pays clés du Groupe :

Royaume-Uni, Italie, Pologne, Belgique

Dans les services énergétiques : □ Proposer à nos clients une offre enrichie grâce à Dalkia

□ Innover dans nos offres de services


15

Grands enjeux : être un acteur majeur de la transition énergétique

Dans les renouvelables □ Augmenter nos parts de marché en mettant à profit nos compétences techniques

Dans les territoires □ Développer la production décentralisée grâce au savoir-faire de Dalkia

Notre R&D au service de l’innovation dans la transition énergétique


16

Grands enjeux : définir une stratégie internationale cohérente et ambitieuse

Création de la nouvelle direction internationale : □ Cohérence stratégique et économique

□ Sélectivité

Investissements alignés sur les enjeux stratégiques du Groupe : □ Conforter nos positions dans les pays où nous sommes fortement présents

□ Forts potentiels de développement dans les pays émergents

Avantages compétitifs : nos compétences en ingénierie

et nos offres de services


17

EDF depuis 1946

Développement en France

Développement international

Changements structurels dans le Groupe EDF

Nationalisation du secteur de l’électricité et du gaz

Création d’EDF en tant qu’EPIC suite à la loi du 8 avril 1946

Le 20 novembre 2004, EDF devient une Société Anonyme

Introduction en bourse en 2005 et création de RTE pour garantir la non discrimination de l’accès au marché

Ouverture du marché français, d’abord pour

les entreprises (2000 à 2004), puis aux

particuliers en 2007

Lancement du programme nucléaire à l’échelle commerciale

Acquisition de British Energy

Cession d’EnBW et des réseaux au R-U

Rachat d’EDF Energies Nouvelles

Début du développement international,

d’abord en Amérique du Sud, puis en

Europe avec le Royaume-Uni (dès 1998),

l’Allemagne (2001) et l’Italie (2005)

1946 1963 1990 1999 2004 2005 2009 2010 2011 2012

Prise de contrôle d’Edison

Mars 2014 : reprise

par EDF des activités

de Dalkia en France

Avril 2014 : délégation à Exelon de la

gestion opérationnelle des réacteurs

nucléaires détenus par CENG

2014

Développement de la base industrielle française,

incluant les centrales hydrauliques et nucléaires


18

Rester un employeur de référence (1/2)

En tant que groupe industriel avec une forte expertise technologique, des activités de long-terme et des missions d’intérêt général, EDF s’attache à investir durablement dans la compétence et la performance de ses équipes

Des femmes et des hommes acteurs clés de la performance du Groupe : privilégier la formation

Le Groupe a investi de façon importante afin d’offrir à tous les salariés des programmes de professionnalisation et d’assurer la transmission des compétences nécessaires au projet industriel du Groupe : 85 % des salariés du Groupe ont bénéficié au moins d’une formation

en 2014 (66h de formation effectuées en moyenne par salarié formé) Les dépenses de formation représentent 9 % de la masse salariale (685 M€)

Un employeur référent en termes d'engagement des salariés et de performance sociale

Un accord « Responsabilité sociale d’entreprise » précurseur de niveau Groupe (signé en 2004)

11 engagements Responsabilité d’Entreprise du Groupe adoptés en juin 2013 dont

3 relatifs à la responsabilité d’employeur :

− maintenir l’excellence professionnelle et la performance de ses équipes par la formation et la promotion de la diversité avec 2 objectifs à

atteindre, un taux de féminisation de 30 % à 2015 dans le vivier des futurs « top dirigeants » et plus de 75 % des salariés du Groupe

bénéficiaires, chaque année, d’au moins une action de formation

− réduire résolument les accidents de travail de ses salariés et des sous-traitants en divisant par 2 en 5 ans le taux de fréquence

− ne tolérer, dans toutes les sociétés du Groupe et chez ses fournisseurs, aucune violation des droits de l'homme, aucune fraude ni corruption


19

Rester un employeur de référence (2/2)

EDF reste l’employeur de référence pour les profils techniques

– 6ème place du classement ingénieur Universum 2015 et 1ère place du classement Alumni ingénieur Universum en 2015

– 3ème du classement ingénieur Trendence 2014

– 1er employeur du Randstad Awards 2015 (secteur « construction, énergie et environnement ») pour

la 6ème année consécutive

Développement du périmètre international de la marque employeur

Près de 6 000 alternants présents dans le Groupe en 2014

Un accompagnement des transformations qui conjugue agilité et responsabilité

Développement des formations managériales par l’Université Groupe du Management (UGM)

– Elargissement de l’accès à sa plate-forme e-learning : 20 186 salariés habilités (dont les 14 000 managers du Groupe) et 13 000 heures de formation en 2014 (+ 31 % vs 2013)

– Formation de 1 718 managers en 2014 au travers de 45 cursus. De nouvelles formations ont été élaborées avec la Direction Asie Pacifique et Edison

– Formation de 250 dirigeants et 400 talents du Groupe en 2014

Enquête interne d’engagement Groupe, « My EDF » : 73 % des salariés ont répondu pour la troisième édition en 2014 (en nette progression par rapport à 2013 : 64,3 %)

– 81 % des salariés du Groupe sont optimistes quant à l'avenir du Groupe

– 85 % des salariés se disent fiers de travailler pour leur entité au sein d’EDF (1) EDF Trading, Électricité de Strasbourg, Tiru, EDF EN,

SOCODEI, CHAM, EDF PEI et autres filiales

étrangères

46 %

25 %

2 %

9 %

9 %

9 % EDF SA

ERDF

Edison

EDF Energy

Dalkia + Citelum Autres

158 161

salariés

En France, un tiers des salariés est dans la distribution et un tiers dans la production et ingénierie

Le saviez-vous ?

(1)

Un ancrage local, un profil international

158 161 salariés dans le Groupe dont 41 579 femmes (26 %)

Des départs à la retraite qui se maintiennent à un niveau important (environ 3 % des effectifs en 2014), dont une part importante des effectifs de maintenance et d’exploitation dans les métiers de production, d’ingénierie et de distribution

Un niveau d’embauche adapté pour répondre à ces enjeux : en 2014, plus de 10 000 recrutements ont été réalisés dont plus de la moitié chez EDF et ERDF


20

Impact sur la gouvernance d’EDF de l’ordonnance du 20 août 2014 relative aux sociétés à participations publiques Impact sur la composition du Conseil d’administration

□ Suppression de l’obligation d’avoir un Conseil composé de 18 membres

□ Maintien du ratio d’un tiers de représentants élus par les salariés

□ Un représentant de l’Etat choisi parmi les fonctionnaires

□ Faculté pour l’Etat de proposer un ou plusieurs administrateurs (pas nécessairement fonctionnaires) dont la nomination est soumise à l’Assemblée

Possibilité maintenue pour l’Etat de désigner un Commissaire du gouvernement

La durée des mandats des administrateurs n’est plus fixée impérativement à 5 ans

□ L’Assemblée du 21/11/2014 a modifié le statut pour réduire la durée du mandat des administrateurs à 4 ans. Par exception, les statuts prévoient que la durée du premier mandat des administrateurs représentant les salariés entré en vigueur après l’AG du 21/11/2014 sera de 5 ans et que la durée du mandat des autres administrateurs prendra fin à l’issue de l’Assemblée générale ordinaire des actionnaires appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31/12/2018


21

Composition du Conseil d’Administration et ses comités à fin 2014

(1) Ces membres répondent aux critères de compétences (art. L.823-19 C. Com.) et d’indépendance (code AFEP-MEDEF)

(2) Répond aux critères d’indépendance (code AFEP-MEDEF)

Conseil d’administration Comité d’audit

Comité de suivi

des engagements Nucléaires

Comité de la stratégie

Comité d’éthique

Comité des nominations

et des rémunérations

• Présidé par un administrateur nommé

par l’AG

• 3 autres administrateurs nommés par

l’AG(1)

• 4 administrateurs élus par les salariés

• Présidé par un administrateur

indépendant nommé par l’AG(2)

• 1 autre administrateur indépendant

nommé par l’AG

• 1 administrateur Représentant de l’Etat

• 1 administrateur élu par les salariés

• Présidé par le Président-Directeur

Général


l'AG

• 1 membre Représentant de l’Etat


• 11 administrateurs nommés par l’AG

(dont 5 sur proposition de l’Etat)


• 1 administrateur Représentant de l’Etat

• 1/3 d’administrateurs indépendants

• Présidé par une administratrice

indépendante nommée par l’AG


l’AG


• Présidé par un administrateur indépendant

nommé par l’AG(2)

• 2 autres administrateurs nommés par l’AG


L’Assemblée Générale Mixte des actionnaires réunie le 21 novembre 2014 a modifié les statuts d’EDF afin de les mettre en conformité avec

l’ordonnance n° 2014-948 du 20 août 2014 relative à la gouvernance et aux opérations sur le capital des sociétés à participation publique et a

statué sur la composition du Conseil d’Administration.


22

Membres du Conseil d’Administration au 31/12/2014


Jean-Bernard LEVY

Philippe CROUZET

Bruno LAFONT

Colette LEWINER

Laurence PARISOT

Philippe VARIN

Administrateurs nommés ou renouvelés par l’Assemblée Générale du 21 novembre 2014

Olivier APPERT, nommé sur proposition de l’Etat

Bruno LECHEVIN, nommé sur proposition de l’Etat

Marie-Christine LEPETIT, nommée sur proposition de l’Etat

Gérard MAGNIN, nommé sur proposition de l’Etat

Christian MASSET, nommé sur proposition de l’Etat

Administrateur représentant de l’Etat

Régis TURRINI

Administrateurs élus par les salariés

Christine CHABAUTY

Jacky CHORIN

Marie-Hélène MEYLING

Jean-Paul RIGNAC

Christian TAXIL

Maxime VILLOTA

23

Le comité exécutif du groupe EDF (1/3) Diplômé de l’Ecole Polytechnique et de Telecom Paris Tech, Jean-Bernard Lévy est P-DG d’EDF depuis novembre

2014. Il a débuté sa carrière en 1979 chez France Télécom. En 2002 il intègre Vivendi en tant que Directeur Général,

puis y est nommé en 2005 Président du directoire jusqu’à juin 2012. Avant de rejoindre le groupe EDF, il a été P-DG

du groupe de défense et d’aérospatial Thales de décembre 2012 à novembre 2014. Il est également Officier de la

Légion d’honneur et officier de l’Ordre National du Mérite.

Jean-Bernard LEVY Président Directeur Général

Antoine CAHUZAC Directeur Exécutif Groupe

en charge du Pôle Energies

Renouvelables

Diplômé de l’Ecole Polytechnique et de l’Ecole de la Météorologie Nationale, Antoine Cahuzac est Directeur Exécutif

Groupe en charge du pôle Energies Renouvelables et membre du Comité Exécutif d’EDF depuis 2015 ainsi que

Directeur Général d’EDF Energies Nouvelles depuis 2012. Après un premier passage dans le groupe EDF en 1982

(Direction des Etudes et Recherches), il a ensuite occupé différents postes au sein du Ministère des Transports, Crédit

Commercial de France, Vinci ou encore HSBC. Il est également administrateur d’EDF Luminus et d’EDF Trading.

Henri LAFONTAINE Directeur Exécutif Groupe

en charge du Pôle Clients,

Services & Action Régionale

Ingénieur diplômé de Supélec, Maîtrise de mathématiques, Henri Lafontaine intègre EDF en 1983 où il occupe différentes responsabilités à la Direction de la Distribution et à l'international comme CEO d'EDENOR. En juillet 2013, Henri Lafontaine est nommé Directeur Exécutif Groupe en charge du Commerce, de l'Optimisation, du Trading et des Systèmes Energétiques Insulaires. Depuis mars 2015, il est Directeur Exécutif Groupe en charge du Pôle Clients, Services et Action Régionale. Il supervise Dalkia, Tiru et Citelum. Il assure également la Direction opérationnelle de la Direction Commerce d’EDF. De plus, il est Président de Citelum et Administrateur de plusieurs sociétés : Dalkia, EDF Energy, Fenice, EDF International, Fondation EDF.

Ancienne élève de l'Ecole Normale Supérieure de Sèvres et ancienne élève de l'ENA (promotion « Condorcet »),

agrégée de lettres classiques, diplômée de l'IEP de Paris et titulaire d'un DEA de littérature française, elle est membre

du Conseil d’Etat depuis 1992 et Conseiller d’Etat depuis 2007. Elle est, depuis décembre 2010, Directeur des

Ressources Humaines du groupe EDF, après en avoir été le Secrétaire Général (juin 2007 – décembre 2009) et le

Directeur juridique (janvier 2005 – décembre 2009). Elle est Chevalier de l'Ordre national du Mérite et Chevalier de la

Légion d'honneur.

Marianne LAIGNEAU Directeur Exécutif Groupe

en charge de la Direction

des Ressources Humaines

Groupe


24

Le comité exécutif du groupe EDF (2/3) Diplômé de l'Ecole Polytechnique, de l'ENSAE et de l'Institut d'Etudes Politiques de Paris, Bruno Lescoeur intègre EDF

en 1978 comme responsable des questions tarifaires. Nommé Directeur Financier Adjoint d'EDF en 1993, puis P-DG de

London Electricity en 1998 (devenue EDF Energy), il devient en 2002 Directeur de la Production et de l’Ingénierie d’EDF,

puis Directeur Général Adjoint d’EDF, membre du Comité Exécutif en charge de l’international puis du gaz. Nommé en

2015 Directeur Exécutif Groupe en charge du Pôle Gaz et Italie, il est également Administrateur Délégué d’Edison depuis

2011. Il supervise également Fenice et Dunkerque LNG. Il est chevalier de l’Ordre National de la Légion d’Honneur.

Bruno LESCOEUR Directeur Exécutif Groupe

en charge du Pôle Gaz

et Italie

Diplômé de l'Ecole des Mines de Paris, Dominique Minière intègre EDF en 1982 comme ingénieur, exerçant rapidement

des responsabilités au sein du département Maintenance de la direction en charge de l'exploitation des centrales

nucléaires et thermiques françaises. Apres avoir participé au démarrage des centrales nucléaires de Golfech, de 1986 à

1989 et de Daya-Bay, en Chine, de 1993 à 1997, il prend la direction de la centrale de Cattenom en 1999. De 2002 à

2013, il est Directeur adjoint puis Directeur de la Division Production Nucléaire. En mars 2013, il devient Directeur

Délégué de la Direction Production Ingénierie. Depuis janvier 2015, il est Directeur Exécutif Groupe en charge de la

Direction du Parc Nucléaire et Thermique. Il est Chevalier de la Légion d'Honneur.

Dominique MINIERE Directeur Exécutif Groupe


du Parc Nucléaire et

Thermique

Diplômé de l’ESSEC, Thomas Piquemal est Directeur Exécutif Groupe en charge des Finances du Groupe EDF depuis

décembre 2009, où il siège au Comité Exécutif du Groupe. Il supervise également les achats, l'immobilier et les

systèmes d'information. Après avoir exercé des responsabilités dans la banque d’affaires Lazard Frères, il rejoint en

janvier 2009 Veolia Environnement en qualité de Directeur Général adjoint en charge des Finances et intègre son

Comité exécutif. Au-delà de ses activités professionnelles, il s'engage pour l’insertion sociale et professionnelle des

jeunes issus des quartiers dits sensibles au travers de l’Académie Christophe Tiozzo, fondée en 2008.

Thomas PIQUEMAL Directeur Exécutif Groupe


Financière Groupe

Diplômé de l’Ecole Nationale Supérieure d’Hydraulique de Grenoble, Vincent de Rivaz a occupé différents postes au

sein du groupe EDF, notamment à la Direction Internationale, à la Division Production Ingénierie Hydraulique et à la

Direction Financière. P-DG d’EDF Energy, il est responsable des activités d’EDF au Royaume-Uni depuis 2002. Il est

Chevalier de la Légion d’Honneur et a été nommé Commandeur honoraire de l'ordre de l'Empire britannique (CBE) par

Sa Majesté la Reine en 2012, pour sa contribution aux industries énergétiques et gazières.

Vincent de RIVAZ Directeur Exécutif Groupe,

Directeur Général

d’EDF ENERGY


25

Le comité exécutif du groupe EDF (3/3)

Diplômé de l'École Polytechnique et de Télécom Paris, Xavier Ursat intègre EDF en 1991. Il exerce diverses fonctions

au sein de l'ingénierie hydraulique jusqu'à devenir en 2007, Directeur de l'Unité de Production Sud-Ouest à Toulouse.

Depuis juin 2010, il est successivement Directeur délégué puis Directeur de la Division Production et Ingénierie

Hydraulique. En 2015 il est nommé Directeur Exécutif Groupe en charge de la Direction Ingénierie et Projets Nouveau

Nucléaire. Egalement membre du Conseil d'administration de l'ONEMA et du Comité National de l'Eau, il est gouverneur

du Conseil Mondial de l'Eau et administrateur d'EDF Energies Nouvelles et d'EDF Norte Fluminense. Il supervise

SOFINEL.

Xavier URSAT Directeur Exécutif Groupe


Ingénierie et Projets

Nouveau Nucléaire

Ancien élève de l'Ecole normale supérieure et de l'Ecole Nationale d‘Administration et agrégé de philosophie, Pierre

Todorov a commencé sa carrière au Conseil d'Etat en 1986 avant de rejoindre le groupe Lagardère en 1990 où il a

occupé différents postes de direction. De 1997 à 2008, il a exercé les fonctions de Secrétaire Général du groupe Accor,

puis a été nommé associé du Cabinet Hogan Lovells. En 2011, il a rejoint PSA Peugeot Citroën dont il était le Secrétaire

Général jusqu'en septembre 2014. En 2015 il a été nommé directeur à la Présidence d'EDF. Il est Directeur Exécutif

Groupe en charge du Secrétariat Général du Groupe.

Pierre TODOROV Directeur Exécutif Groupe

en charge du Secrétariat

Général du Groupe

Diplômé de l'Université Bocconi (Milan) en administration des affaires, Simone Rossi commence sa carrière comme

consultant chez KPMG en corporate finance, puis chez McKinsey où il se spécialise entre autres dans les secteurs de

l'énergie et des institutions financières. En 2004, il entre chez Edison SpA, en tant que responsable stratégie, avant d'être

promu Directeur du contrôle financier et des systèmes d'information, en 2007. Fin 2009, il est nommé Directeur Financier

de CENG aux Etats-Unis puis devient CFO d'EDF Energy en 2011. En mars 2015, il rejoint EDF en tant que Directeur

Exécutif Groupe en charge de la Direction Internationale. Il supervise, à titre principal, EDF Polska, EDF Luminus, Bert,

EDF Demasz, EDF Inc, EDF Norte Fluminense, Meco, Nam Theun Power Co, Sloe Centrale et Alpiq.

Simone ROSSI Directeur Exécutif Groupe


Internationale

Ancien élève de l'Ecole polytechnique et diplômé de l'Ecole Nationale Supérieure des Mines, Philippe Torrion rejoint

EDF en 1977. Il occupe différentes fonctions au sein de l'entreprise jusqu'en 1999 où il est nommé Directeur de la

Stratégie, puis en 2001 Délégué à l’Action Régionale et Délégué Régional PACA. En 2005, il devient Directeur Général

d'EDF Trading, puis dirige, à partir de 2008, la Direction Optimisation Amont-Aval & Trading (DOAAT). En 2015, il est

nommé Directeur Exécutif Groupe en charge de l'Innovation, de la Stratégie et de la Programmation. Il assure

également la Présidence du Conseil d'Administration d'EDF Trading.

Philippe TORRION Directeur Exécutif Groupe


Innovation, Stratégie et

Programmation


26

EDF : une entreprise cotée avec l’Etat comme actionnaire majoritaire (1/2)

Investisseurs institutionnels et

particuliers

13,7 %

Employés EDF

1,7 %

Etat français

84,5 %

La loi fixe un seuil de détention minimum par l’Etat de 70 % du capital d’EDF

Actionnariat au 31/12/2014

Actions

Nombre d’actions 1 860 008 468

Nombre d’actions en circulation 1 858 326 287

Nombre d’actions auto-détenues 1 682 181

Code ISIN FR0010242511

Index principaux CAC 40, Euro Stoxx Utilities, Dow Jones Euro

Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurofirst

Place de cotation Paris (Reuters : EDF.PA , Bloomberg : EDF FP)

Information sur l’action au 31/12/2014

Actions auto-détenues

0,1 %

En application de l’article L 225-123 du Code de commerce modifié par la loi n°2014-384 du

29/03/2014, dite « Loi Florange », les actions entièrement libérées pour lesquelles il sera

justifié d’une inscription nominative depuis 2 ans au moins au nom du même actionnaire

bénéficieront automatiquement d’un droit de vote double

Ces dispositions prendront effet à compter du 3 avril 2016. Jusqu’au 2 avril 2016, chaque

actionnaire détient autant de voix qu’il possède ou représente d’actions ayant droit de vote,

selon le principe 1 action = 1 voix

Le CA d’EDF a décidé de ne pas proposer à l’AG de modification des statuts visant a faire

obstacle à l’application du droit de vote double prévu à l’article L. 225-123 du Code de

commerce


27

EDF : une entreprise cotée avec l’Etat comme actionnaire majoritaire (2/2)

(1) Le cas échéant sur proposition de l’Etat, conformément à l’article 6 de l’ordonnance

(2) Choisi par le Ministre chargé de l’Economie parmi les agents publics, conformément à l’article 4 de l’ordonnance

(3) Committee Of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission

EDF doit respecter les lois s’appliquant aux sociétés cotées et les standards spécifiques des entités du secteur public

Les règles de fonctionnement du Conseil d’administration sont semblables à celles des autres sociétés cotées

En application de la loi n° 2011-103 du 27 janvier 2011 relative à la représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein des Conseils d’administration et de Surveillance et à l’égalité professionnelle, le CA d’EDF compte 5 femmes, soit une proportion de 27,8 % de femmes par rapport à l’ensemble du Conseil et de 25 % de femmes par rapport aux membres du Conseil comptabilisés pour établir ce pourcentage conformément au code AFEP-MEDEF (hors administrateurs représentant les salariés)

EDF adhère au code consolidé AFEP-MEDEF (révisé en juin 2013) qui est le code de gouvernement d’entreprise auquel se réfère la Société en application du Code de commerce, sous réserve des spécificités législatives et réglementaires qui lui sont applicables :

Le comité d’éthique réalise chaque année un bilan du fonctionnement du Conseil et propose des axes d’amélioration. En outre, tous les 3 ans, cette évaluation est réalisée par un consultant externe sous la direction du comité d’éthique

Le Conseil d’administration s’est doté de 5 comités spécialisés chargés d’examiner et de préparer certains dossiers en amont de leur présentation au Conseil

EDF suit les procédures de contrôle interne telles que recommandées par le COSO(3)

EDF publie annuellement un rapport de développement durable

EDF comme entreprise publique : cadre légal et contractuel

EDF comme entreprise cotée : gouvernance d’entreprise

Le Président-Directeur General d’EDF est nommé par décret du Président de la République sur proposition du Conseil d’administration

En application des dispositions de l’article 13 de la Constitution, le P-DG est nommé après l’audition des candidats et avis des commissions permanentes compétentes de l’Assemblée Nationale et du Sénat

Depuis l’AG de novembre 2014, le Conseil d’administration peut être composé de trois à dix-huit membres, comprenant des membres nommés par l’Assemblée Générale(1), un Représentant de l’Etat(2), et un tiers de représentants des salariés élus conformément aux dispositions de la loi du 26 juillet 1983

Toute décision ayant trait aux finances, investissements, acquisitions et cessions ainsi qu’à la rémunération des dirigeants doit être approuvée par l’Etat (décret du 9 août 1953)

L’entreprise est soumise à de nombreux contrôles financiers par différentes autorités : Contrôleur d’Etat, Cour des Comptes, Inspection des Finances

L’Agence des Participations de l’Etat (« APE ») représente l’Etat dans son rôle d’actionnaire

Les principaux marchés sont revus par la Commission des marchés dont le rôle est de s'assurer de la régularité des conditions de passation. Ses avis sont consultatifs


28

Interaction d’EDF avec l’Agence des Participations de l’Etat (APE) L’Agence des Participations de l’Etat (APE) est un service à compétence nationale placé sous l'autorité

conjointe du Ministre de l'Économie, de l’Industrie et du Numérique et du Ministre des Finances et des Comptes publics. Elle exerce la mission de l'Etat actionnaire en veillant aux intérêts patrimoniaux de l'Etat dans la gestion de ses participations financières. A ce titre, elle propose et met en œuvre les décisions et orientations de l’Etat avec les ministères concernés

Ses missions principales sont :

Analyser la stratégie et les finances de l’entreprise

Représenter l’Etat en tant qu’actionnaire

Aider aux bonnes relations entre l’entreprise et l’Etat

En conséquence, conformément aux exigences de l’APE, les entreprises du secteur public doivent :

Nommer des personnes comme points de contact spécifiques de l’APE

Etablir des tableaux d’indicateurs pour l’APE sur les principales données financières ou qualitatives

Organiser des réunions régulières, au moins annuelles, avec l’APE sur la stratégie et les aspects financiers de l’entreprise

Informer l’APE de toute opération impactant le capital ou toute autre mission d’audit spécifique


29

Autres autorités françaises ayant un impact important sur les activités d’EDF L’ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire) est en charge du contrôle de la sûreté des installations nucléaires en

France. A ce titre, L’ASN, notamment :

Effectue des inspections réglementaires sur site, programmées ou inopinées (environ 400 par an)

Contrôle le processus de réexamen décennal de sûreté, obligatoire pour prolonger l’exploitation de la centrale

Prescrit des évaluations complémentaires de sûreté post Fukushima

La CRE (Commission de Régulation de l’Energie) est en charge d’assurer le bon fonctionnement des marchés du gaz et de l’électricité au bénéfice des consommateurs finals et en cohérence avec les objectifs de la politique énergétique. Les domaines de régulation incluent notamment :

Les réseaux d’énergie

Accès aux réseaux régulés, leur fonctionnement et développement

Indépendance des opérateurs de réseaux

Les marchés de l’énergie

Surveillance des transactions sur les marchés de l’énergie et du CO2

Surveillance des marchés des particuliers (par exemple, formulation de propositions sur l’évolution des tarifs régulés)


30

Autres procédures de contrôle concernant EDF

EDF peut être soumis à certaines procédures de contrôle par l’Etat, notamment au travers d’une mission de contrôle économique et financier de l’État et aux vérifications de l’Inspection Générale des Finances

Les comptes et la gestion de la Société et, le cas échéant, de ses filiales majoritaires directes, relèvent du contrôle de la Cour des Comptes :

Rapport sur les temps de travail dans les principales entreprises du Groupe

Rapport sur les rémunérations à EDF

Rapport sur le renouvellement des concessions hydroélectriques

Rapport sur les concessions de distribution d'électricité

EDF est également soumis aux procédures de contrôle du Parlement


31

France – Profil pays

EDF est actif sur toute la chaîne de valeur de l’électricité, de la production à la vente et à l’optimisation / trading. Ces activités peuvent se diviser :

en activités non régulées : production, commercialisation, optimisation et trading

en activités régulées, avec RTE(1) (transport) et ERDF (distribution). Les activités d’EDF en Corse, départements d’Outre Mer et collectivités d’Outre Mer sont gérées par la division Systèmes Energétiques Insulaires (SEI) et sont régulées

EDF possède le plus grand parc nucléaire au monde, dont 58 réacteurs en exploitation en France

RTE(1) et ERDF sont des filiales détenues à 100 % par EDF, opérationnellement indépendantes (dissociation juridique), comme demandé par la législation compétente

EDF joue aussi un rôle de holding par la détention de 100 % d’EDF International (détenant la plus grande part des participations d’EDF dans les filiales internationales) et de participations dans différentes sociétés, dont :

EDEV (dont EDF EN, LNG Dunkerque, Electricité de Strasbourg, Citelum, etc.)

Dalkia (fournisseur de services énergétiques)

EDF Trading (opérateur de marché pour le Groupe)

(1) RTE est consolidé par mise en équivalence

Points-clé CAPACITE MW %

Nucléaire 63 130 65

Hydro(2) 19 947 21

Combustibles fossiles(3) 13 695 14

Total(4) 96 772 100

PRODUCTION TWh %

Nucléaire 415,9 90,4

Hydro(5) 37,5 8,1

Thermique(6) 6,9 1,5

Total 460,4 100

Capacité installée et production en 2014

Mds€ EBITDA (2014)

Non régulé 7,9

Régulé 4,3

EBITDA 2014

(2) Hors Corse et outre-mer (soit 440 MW en 2014)

(3) Hors Corse et outre-mer, soit 1 013 MW en 2014, et y compris

2 490 MW pour les tranches en arrêt garanti pluriannuel

(4) Hors capacités éoliennes de 12 MW

(5) Production nette du pompage, hors Corse et outre-mer, soit 1,3 TWh en 2014

(6) Hors Corse et outre-mer, soit 2,4 TWh en 2014.


32

Développement du marché en France

(1) Hors fourniture des pertes

Mise en application de la loi NOME du 7 décembre 2010 pour favoriser la concurrence sur le marché français

Chronologie de la déréglementation du marché français

1946 1999 2011 2012 2016 2014

1er Janvier 2016 :

fin des tarifs

réglementés de

vente jaune et vert

2013

Ouverture du marché français,

d’abord pour les entreprises

(2000 à 2004), puis pour les

particuliers en 2007

2015

Après publication du décret fixant la

méthodologie de comptabilisation

des coûts, fixation du prix de

l'ARENH sur proposition de la CRE,

par arrêté des ministres, qui ne

disposeront plus que d'un pouvoir

d'opposition

28 octobre 2014 : publication du décret définissant la nouvelle méthode de construction tarifaire par empilement des coûts (prix de l'ARENH, coût du complément à la fourniture, coût d'acheminement, coûts de commercialisation et rémunération normale)

1er novembre 2014 : hausse des tarifs par empilement de +2,3 % en moyenne 2014

Nationalisation du secteur de l’électricité et du gaz par la loi du 8 avril 1946

Pendant une période transitoire d'en principe 3 ans, le prix de

l'ARENH est fixé par arrêté ministériel, après avis de la CRE

Au 1er janvier 2012 le prix de l’ARENH a été fixé à 42 €/MWh

1er juillet 2011 : entrée en vigueur

de la loi NOME garantissant aux

concurrents d’EDF, pendant une période

transitoire de 15 ans, un accès régulé et

limité à l'électricité nucléaire historique

(ARENH) pour la fourniture de leurs

clients finals résidant en France. Le

volume global d'électricité ainsi mis à

disposition ne peut excéder

100 TWh(1) par an

19 juillet 2014 : Le projet de décret précisant la méthode d’évaluation des coûts constitutifs de l’ARENH a été étudié par le CSE, par l’Autorité de la concurrence et par la CRE. Il est en cours d’examen par la CE


33

Projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte

Après l’échec de la Commission Mixte Paritaire du 10 mars, le texte est de nouveau discuté à l’Assemblée nationale (AN). Il passera ensuite au Sénat, puis sera adopté définitivement par l’Assemblée nationale (qui a le dernier mot). L’examen en Commission spéciale de l’AN, achevé le 16 avril, marque un retour au texte adopté en 1ère lecture par l’AN. A noter ainsi :

□ Rétablissement de la date de 2025 et suppression des critères (sécurité d’approvisionnement, compétitivité du prix, absence de hausse des GES) introduits par les sénateurs en ce qui concerne la diminution de la part du nucléaire de 75 % à 50 % dans la production d’électricité

□ Retour au plafond de la capacité totale de production nucléaire à 63,2 GW (au lieu de 64,85 GW adopté au Sénat)

□ Retour à la rédaction première pour la baisse de la consommation énergétique finale (-50 % en 2050 par rapport à 2012, en visant un objectif intermédiaire de -20 % en 2030)

Objectifs inchangés au cours des différentes lectures

□ Réduire de 40 % par rapport au niveau de 1990 les émissions de GES d’ici 2030 et les diviser par 4 d’ici 2050

□ Réduire la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % d’ici 2030 par rapport à 2012

□ Disposer d’un parc immobilier dont l’ensemble des bâtiments sont rénovés à la norme Bâtiments Basse Consommation à l’horizon 2050

□ Porter la part d’énergies renouvelables dans la consommation finale à 32 % consommé à l’horizon 2030 (un objectif par énergie, dont 40 % pour la production d’électricité)

Adoption en Conseil des Ministres

Adoption en 1ère lecture au Sénat, après examen en

séance publique (du 10 au 19 février)

Présentation en Conseil des Ministres de l’avant-projet de loi

18 juin 2014 30 Juillet 2014 03 mars 2015 14 octobre 2014

Adoption en 1ère lecture Assemblée

Nationale

Mi-2015

Adoption définitive


34

Le dispositif des Certificats d’Economie d’Energie (1/2)

Réponse aux nouvelles exigences de la Directive européenne sur l’efficacité énergétique

Inclus dans le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte

Mis en place

en 2006, refondé

au 1er janvier 2015

Une obligation nationale pour la 3ème période 2015-2017 est fixée à 700 TWhc

□ Doublée par rapport à la 2ème période

Contribuer à l’objectif de rénovation énergétique de 500 000 logements par an à compter de 2017 en complément des autres dispositifs d’incitations financières

Objectifs renforcés,

nouvelles ambitions

Une obligation de réalisation d’économies d’énergie chez les clients imposée aux fournisseurs d’énergie appelés les « obligés »

□ Electricité, gaz, chaleur, froid, fioul domestique et carburants pour automobiles

Promouvoir activement l’efficacité énergétique auprès de leurs clients

□ Ménages, collectivités territoriales ou professionnels/Entreprises

Parties concernées

Constitue un des leviers de la politique d'efficacité énergétique de la France


35

Le dispositif des Certificats d’Economie d’Energie (2/2)

EDF est le premier obligé depuis le début du dispositif Certificats d’Economies d’Energie (CEE), représentant ¼ du volume total

Pour remplir son obligation, EDF intervient dans plusieurs domaines :

□ Incitation financière pour la réalisation de travaux de rénovation énergétique des logements

o 165 000 concernant le logement de particuliers en 2014 et un total de 1,6 million de rénovations depuis 2006

o 168 000 concernant le logement social en 2014 et un total de près de 1 million de rénovations depuis 2006

□ Aides à la maîtrise de la consommation d’énergie

o Auprès de ses clients entreprises et collectivités territoriales

o 14 300 opérations d’amélioration de la performance énergétique en 2014 et un total de 51 500 opérations depuis 2006

□ Financement des programmes nationaux

o Habiter Mieux (ANAH)

o Formation professionnelle (FEEBAT)…


36

Mécanisme de capacité en France

Sources : DGEC, RTE

Définition des règles, sur proposition de RTE et suivant opinion de la CRE

Définition du critère de sécurité d’approvisionnement

Supervision par l’Etat

Définition des méthodes de calcul et

identification de la pointe

Calcul ex-post des obligations de

chaque fournisseur

Certification des capacités /contrôles

Fonctionnement assuré par RTE

Surveillance du marché

Revue du mécanisme et propositions

d’amélioration

Surveillance par la CRE

Obligation des

fournisseurs Capacité

(production, effacement)

Demande en Garanties de Capacité

Offre de Garanties de Capacité

Calcul du montant de l’obligation

Certification des capacités

Engagement de disponibilité

Vérification des garanties détenues vs consommation

à la pointe

Contrôle de la disponibilité

Capacité suffisante en pointe Sécurité d’approvisionnement assurée

Echange de

garanties

Prix de la

capacité

Critère sécurité d’appro. : 3 heures


37

Mécanisme de capacité en France : calendrier

Sources : RTE

Année de livraison Année +1 Année - 4 Année - 1

Certification de capacités existantes

Certification de nouvelles capacités (y compris

effacement)

Ajustements

Marché de capacité à terme

Mise en œuvre par les fournisseurs de mesures de réduction de la pointe dans leur portefeuille clients

Estimation du montant des obligations des fournisseurs

RTE contrôle la disponibilité

de la capacité certifiée

(PP2)

RTE calcule

le montant final

des obligations

Règlement financier

si la capacité détenue est

insuffisante

Règlement des écarts pour la

capacité non disponible

2015 - 2016 Mise en œuvre : estimation des obligations des fournisseurs, certification de capacités, rapports de la CRE sur les prévisions de prix et volumes de marché

2017 Première année de livraison (le mécanisme fonctionne en année civile)


38

Royaume-Uni – Profil pays

Entité principale : EDF Energy, l’une des plus grandes sociétés énergétiques au R-U et le plus

grand producteur d’électricité bas carbone du pays. 3 activités principales :

1. Commerce : gestion de la fourniture d’énergie et des services aux clients résidentiels et

professionnels

2. Production : 15 réacteurs sur 8 centrales nucléaires, pour une capacité de ~9 GW, 20 %

possédé par Centrica, 2 centrales à charbon, 1 à gaz et plusieurs centrales éoliennes

3. Nouveau Nucléaire : en charge du projet EDF Energy Nouveau nucléaire au R-U

Le marché :

Une forte volonté du gouvernement de décarboner l’économie (-80 % d’émissions de gaz à effet de serre

de 1990 à 2050) et l’approvisionnement en énergie, tout en garantissant la sécurité d’approvisionnement

et l’accessibilité

L'accessibilité à l'énergie et les marchés énergétiques sont sous contrôle politique ; une enquête sur la

concurrence menée par l'Autorité de la Concurrence et des Marchés (CMA) est en cours (pour 18/24

mois à partir de juin 2014)

Des marchés B2B et B2C très compétitifs avec plusieurs fournisseurs et des prix non régulés. Les

fournisseurs sont obligés d’honorer les politiques gouvernementales, y compris les compteurs intelligents

Le charbon et le gaz sont pour le moment les premières sources d’électricité ; soutien de plusieurs partis

pour le nucléaire dans le mix énergétique ; le besoin de raccordement de nouvelles capacités au cours

de la prochaine décennie est d’autant plus fort que les installations vieillissent et que les capacités non

conformes d’un point de vue environnemental sont susceptibles d’être retirées

La Réforme du Marché de l’Electricité a été mise en place, avec pour objectif de promouvoir la

production d’énergie bas-carbone (le prix plancher du carbone existe depuis avril 2013 ; 1ère enchère de

capacité conclue en décembre 2014 pour une livraison en 2018-2021 ; 1ère enchère du « Contrat pour

Différence » (CfD) en février 2015)

1) Données du Département de l’Energie et du Changement Climatique de mars 2015

2) Y compris la participation de 20 % de Centrica

Points-clé

Capacité

(GW)

Production

(TWh)

Nucléaire(2) 8,9 56,3

Gaz 1,3(3) 4,7

Charbon 4,0 19,6

Renouvelables 0,17(4) 0,4

Total 14,4 81,0

Parts de marché (2014)

Mds€

EBITDA 2014 1,9

Chiffres-clé 2014

Fourniture de gaz: ~28 TWh

Fourniture d’électricité:

~51 TWh

~17 %(1)

~6 %(1)

3) Hors participation de 18,6 % dans la centrale à gaz de Barking (capacité totale de 1,5 GW)

4) Propriété d’EDF Energy (50 % EDF ER)


39

Stratégie du Groupe au Royaume-Uni Opérateur nucléaire majeur au R-U, leader du Nouveau Nucléaire

Près de 9 GW de capacité nucléaire existante avec un objectif d’extension de durée d’exploitation (en moyenne 8 ans après l’acquisition en 2009 du parc RAG et 20 ans pour la centrale REP de Sizewell B)

Ambition de construire 2 EPR à Hinkley Point. Les accords avec le Gouvernement britannique sur les termes clés du « Contrat pour Différence » (CfD) et sur la garantie de la dette du projet ont été approuvés par la Commission Européenne en Octobre 2014 ; 2 autres réacteurs à Sizewell à l’étude

Un portefeuille de production diversifié avec plusieurs technologies

Deux centrales à charbon (Cottam et West Burton A, 2 GW + 2 GW)

Centrale CCG de West Burton B (~1,3 GW) mise en service en 2013

Des investissements importants dans les projets éoliens ; la JV EDF Energy Renewables exploite aujourd’hui ~500 MW de centrales éoliennes terrestres et 62 MW de centrales éoliennes en mer au R-U ; le pipeline des projets en développement comprend également d’autres projets éoliens terrestres et en mer y compris la JV avec Eneco pour le développement du projet en mer de Navitus Bay (50% d’1 GW)

Rentabilité et transparence de la fourniture aux clients résidentiels et business

Focalisation sur l’objectif de regagner la confiance du consommateur à travers la transparence, la simplicité et un meilleur service

Garantir une facture énergétique abordable aux clients grâce à une bonne efficacité opérationnelle et un focus sur la maîtrise des coûts d’implémentation des politiques gouvernementales (efficacité énergétique, compteurs intelligents)

Innovation

− dans le monde digital

− dans des nouveaux produits et services : forte demande des clients pour des produits de l’offre « Bleu » à travers lesquels les clients reçoivent

une alerte en cas d’offres moins chères sur le marché


40

Marché de capacité en Grande Bretagne Domaine Principaux éléments de l’architecture

Principe des enchères Enchères centralisées descendantes, gérées par l’opérateur de réseau de transport d’électricité

Premières enchères en décembre 2014 pour livraison sur octobre 2018 – septembre 2019

Obligation de capacité Capacité requise pour atteindre le critère de fiabilité pour la Grande-Bretagne : espérance de défaillance = 3h

Calendrier Adjudication des contrats 4 ans en avance pour enchères principales

Adjudication 1 an en avance pour les capacités d’effacement et les nouvelles unités

Détermination du prix

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

Eligibilité

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)

DSR (début des accords transitoires à partir d’octobre 2016)

Capacité sur les interconnexions non éligible pour les premières enchères mais devrait pouvoir être prise en compte dans les enchères futures

Durée et obligations des contrats

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

Financement Coûts totaux répercutés via une Redevance Fournisseur appliquée à tous les fournisseurs agréés


41

Marché de capacité en Grande Bretagne : dernières évolutions 19 Décembre 2014 La première enchère de capacité s’est bien déroulée. 49,3GW de capacité ont été sécurisées

à 19,40 £2012/kW pour une livraison en 2018 / 2019

Janvier - Mars 2015 Le gouvernement a mis en œuvre des modifications de règles, y compris la confirmation des détails de la

participation des interconnecteurs à l’enchère de 2015

Juin 2015 Fin du processus de révision des règles du marché de capacité pour les enchères 2015 par l’Ofgem : ces

changements devraient être principalement d’ordre administratif

Juin 2015 Publication de « l’évaluation de capacités » de National Grid sur la base de laquelle sera déterminé

le volume total de capacité à sécuriser lors des enchères de capacités de 2015

Juillet 2015 Début des pré-qualifications pour les enchères de capacité 2015

Décembre 2015 2ème enchère de capacité, afin de sécuriser des capacités pour livraison en 2019 - 2020

Janvier 2016 Enchère de capacités d’effacement pour octobre 2016 - septembre 2017 (accords transitoires)


42

Marché de capacité en Grande Bretagne : résultats des enchères de capacités pour EDF Energy

Accord d’un an à 19,40 £2012/kW pour 2018-2019 pour toutes les centrales nucléaires d’EDF

Energy

□ 7,9 GW ajusté

□ Dungeness B, Sizewell B, Hinkley Point B, Heysham 1, Heysham 2, Hartlepool, Torness, Hunterston B

□ La vente de capacités aidera à financer les investissements dans le parc nucléaire (600 M£/an soit 400 M£

de capex et 200 M£ de maintenance), améliorant la disponibilité et allongeant la durée de vie

Nucléaire

CCGT

Accord de 3 ans à 19,40 £2012/kW pour 2018-2021 sécurisé pour 7 (sur 8) unités charbons de 500 MW d’EDF Energy à Cottam / West Burton A

□ 3,1 GW ajusté

□ Un investissement de 125 £/kW entre 2012 et 2018

□ La vente de capacités contribuera à financer les investissements nécessaires pour maintenir

les centrales charbon opérationnelles jusqu’à 2021

Accord de capacité d’un an pour les turbines à gaz à West Burton A

Charbon

Accord d’un an à 19,40 £2012/kW (prix 2012) pour West Burton B

□ 1,2 GW ajusté


43

Italie – Profil pays

Les marches italiens de l’énergie présentent un intérêt stratégique fort pour EDF en raison, d’une part, de leur importance majeure sur les marchés électriques et gaziers européens et, d’autre part, de leur connexion aux marchés français.

Entités principales(1) :

Edison :

EDF détient 97,405 % des actions ordinaires d’Edison, acteur majeur des marchés italiens de l’électricité et du gaz . Les activités principales d’Edison sont :

• La production et la commercialisation d’électricité

• La production et la commercialisation d’hydrocarbures. Le portefeuille italien d’approvisionnement gaz d’Edison s’appuie également sur des contrats de long-terme

• Le stockage de gaz à travers Edison Stoccaggio, filiale à 100 % d’Edison

• La distribution de gaz (à travers Edison DG)

• Les infrastructures gaz : participations dans 2 projets de construction des gazoducs Galsi (20,8 %) et IGI Poseidon (50 %) et participation de 7,3 % dans la société Adriatic LNG Terminal qui gère le terminal offshore de regazéification de Rovigo(2)

6 novembre 2014 : F2i, Edison et EDF EN ont annoncé la création du troisième plus grand opérateur italien du secteur des énergies renouvelables avec environ 600 MW de capacité installée. Les actionnaires de la nouvelle société sont F2i, avec 70 % du capital, et une société holding détenue par Edison et EDF Energies Nouvelles pour les 30 % restants

Fenice :

EDF détient 100 % de Fenice, société spécialisée dans l’offre de services énergétiques et environnementaux : production d’électricité ou de chaleur, conduite et maintenance d’actifs énergétiques, traitement des déchets industriels solides et liquides et ingénierie environnementale (client principal : Fiat)

(1) EDF EN est également présent sur le marché italien

(2) Pour plus d’info sur les infrastructures gazières du Groupe, voir le chapitre « Activités du Groupe dans le secteur du gaz » dans la partie « Activités principales d’EDF »

Capacité

installée en

2014 (GW)

Edison Fenice

Centrales thermiques

5,3 0,4

Centrales

hydro 1,4 n.s.

Eolien 0,6 -

TOTAL 7,3 0,4

EBITDA (M€) Edison Fenice

Déc. 2013 968(3) 91

Déc. 2014 801(3) 85

Chiffres-clé Edison et Fenice

(3) Aux bornes du groupe EDF

Points-clé


44

Edison : chiffres-clé des segments électricité et gaz

(1) Rapport entre la production nette d’électricité d’Edison en Italie et la production d’électricité totale en Italie (267,6 TWh)

(2) Les importations de gaz en Italie représentent 90% de la demande du pays (13,2 Mds m3), Edison répresente 17,9% de ces importations, soit 9,9 Mds m3

Vente électricité 96,2 TWh

Part de marché production(1) 6,6 %

Capacité installée totale 7,3 GW

Production nette d’électricité en Italie 17,6 TWh

dont thermique 11,7 TWh

dont hydraulique 5,0 TWh

dont renouvelables 0,9 TWh

Points de livraison 788 000

Chiffres-clé dans l’électricité en 2014

Vente gaz 13,2 Mds m3

Part de marché importation gaz(2) 17,9 %

Nombre total de concessions (dont 60 en

Italie) 127

Nombre de sites de stockage en Italie 3

Production gaz en Italie 0,4 Mds m3

Production gaz à l’étranger 1,7 Mds m3

Production pétrole en Italie 2 620 Kbbl

Production pétrole à l’étranger 1 541 Kbbl

Points de livraison 557 000

Chiffres-clé dans le secteur hydrocarbures en 2014


45

Marché de capacité en Italie(1)

(1) Mise à jour au 31/03/2015

Le mécanisme de capacité existant est censé rester en vigueur jusqu’à l’introduction d’un nouveau marché de capacité

En vigueur depuis 2003, il rémunère la disponibilité des centrales thermoélectriques éligibles opérant sur le marché des services auxiliaires (Ancillary

Services Market) proportionnellement à la capacité installée. Les petites centrales (<10MVA) et les centrales non programmables sont exclues

Afin de s’adapter aux changements récents du marché électrique, le régulateur (AEEG) et le Ministère du Développement Economique (MSE)

examinent actuellement des propositions pour l’introduction d’un mécanisme de rémunération spécifique pour les centrales flexibles pour la période

2015-2017

La rémunération globale du système en 2014 a été d'environ 140 M€

Nouveau Marché de Capacité

Le futur mécanisme de rémunération de la capacité, proposé par le régulateur, a été approuvé le 30 Juin 2014 par le MSE

Il s’agit d’un marché centralisé de la capacité exploité par le gestionnaire du réseaux (Terna) qui, sur la base de la demande prévue, signe des

« contrats d'option de disponibilité » avec les producteurs. Ces contrats sont attribués par appels d'offres lancés par Terna 4 ans à l'avance

Le calendrier de mise en œuvre du nouveau mécanisme est encore en discussion. Cependant, Terna développe le système informatique destiné au

fonctionnement du nouveau mécanisme : toutes les procédures nécessaires devraient entrer en vigueur fin 2016 pour une première offre de capacité à

fin 2020. Le régulateur et le MSE sont en train de discuter une proposition visant à introduire une 1ère phase de marché pour la période 2017-2020

basée sur des règles simplifiées

Pour le moment, sont autorisées à participer aux enchères les centrales existantes ou autorisées qui ne bénéficient pas d’autres subventions

Les détenteurs de capacité pourront, s’il le souhaitent, participer à des enchères à prix uniforme pour une rémunération fixe (en €/MW installé par an)

entre un Cap et un Floor. Un prix d’exercice (Strike Price) est introduit : tout gain dépassant le Prix d’Exercice doit être remboursé au TSO

Les turbines à gaz à cycle ouvert représentent la « technologie de pointe » utilisée comme référence (soit la technologie avec le ratio minimum

Capex / MW) pour établir le prix d‘exercice. Cap et Floor seront fixés par le régulateur

La rémunération globale du système devrait être de l’ordre de 500-600 M€/an

Le nouveau mécanisme sera mis en place sans augmentation des coûts pour le système


46

Benelux – Profil de la zone

(1) Hors 100 MW de droit de tirage sur la centrale de Chooz B, détenue par le groupe EDF

(2) Données à 100 %

(3) EDF Belgium + EDF Luminus. En 2014, en application de la norme IFRS 11, Sloe Centrale

est consolidé par mise en équivalence

(4) EDF Belgium + EDF Luminus + 50 % Sloe (10,6 TWh incluant production de Chooz B)

Points-clé

Chiffres-clé (2014)

Pays Entreprise Activités

principales Données techniques

Belgique EDF Belgium Production

d’électricité

Capacité nucléaire installée :

481 MW

Belgique EDF Luminus

Production

d’électricité

Vente de gaz et

d’électricité

Capacité installée : 1 954 MW

dont nucléaire(1) : 419 MW

dont thermique : 1 286 MW

dont hydro : 69 MW

dont renouvelables : 180 MW

Points de livraison : ~1,74 million

Pays-Bas Sloe Centrale

B.V.

Production

d’électricité Capacité installée CCG : 870 MW(2)

EBITDA total 2014(3) : ~ 14 % de l’EBITDA « Autre International »

Production totale cumulée 2014(4) : 9,9 TWh

Une zone stratégique pour EDF : Une région qui comprend des interfaces importantes avec la plaque

électrique franco-allemande. Des projets de nouvelles liaisons avec l’Allemagne et la Grande-Bretagne sont en outre à l’étude

Plaque tournante dans le marché du gaz naturel en raison de ses nombreuses installations pour l’import et le transit, et le hub de Zeebrugge

Principales entités : EDF Belgium : détenu par EDF à 100 %, détient 50 % de la centrale nucléaire

de Tihange 1 (soit 481 MW, représentant 2 % des capacités de production belges)

EDF Luminus

Participation majoritaire d’EDF (63,5 %), via EDF Belgium

951 employés au 31 décembre 2014

2ème acteur du marché belge de l’énergie avec 10 % de la capacité de production

au niveau national

EDF Luminus est propriétaire de 10,2 % (419 MW) des centrales nucléaires de

Tihange 2 et 3, ainsi que de Doel 3 et 4. EDF Luminus dispose également d’un

droit de tirage de 100 MW sur la centrale nucléaire française de Chooz B

Production totale en 2014 de 4 272 GWh (4 985 GWh incluant Chooz B)


En 2014, la part de marché des ventes aux clients finals a été d’environ 20 %

13 mai 2015 : le Conseil d’Administration a décidé d’engager le processus d’introduction en bourse sur Euronext Bruxelles d’EDF Luminus

27 mai 2015 : finalisation de l’acquisition d'une participation majoritaire au sein de la société ATS, spécialiste des services énergétiques, par EDF Luminus

Sloe Centrale B.V. (Pays-Bas) : 2 unités CCG de 435 MW, détenues à 50 % avec Delta B.V.

47

Europe centrale et orientale – Profil de la zone

Deux principaux pays : Pologne et Hongrie

Pologne

Production d’électricité, cogénération et commercialisation

Le Groupe est présent en Pologne principalement au travers de la société EDF Polska SA qui comprend la branche de production de Rybnik, la branche de cogénération de Cracovie, la branche de cogénération de Wybrzeze, la branche de Varsovie (regroupant le siège et la Direction d’Optimisation et des Ventes ) et EDF Torun, filiale d’EDF Polska, qui détient le réseau municipal de distribution de chauffage urbain de la ville de Torun ainsi qu‘une installation de production de chaleur

Le Groupe contrôle également le cogénérateur ZEW Kogeneracja SA de la ville de Wroclaw

En outre, le groupe EDF est présent en Pologne via :

• EDF Fenice, dans le domaine de l’efficacité énergétique

• EDF Energies Nouvelles, qui détient une ferme éolienne de 48 MW à Linowo

Hongrie

Cogénération, distribution, commercialisation

2 principales filiales : BE ZRt (production de chaleur et d’électricité) à 95,6 % et EDF DEMASZ ZRt (notamment commercialisation et distribution d’électricité) à 100 %

Points-clé Actifs

Pays Entreprise Site Principales

activités Données techniques

Pologne EDF Polska Gdansk, Gdynia

Production d’électricité et de chaleur

Capacité électrique : 333 MW Capacité thermique : 1 134 MWth

Pologne EDF Polska Rybnik Production d’électricité

Capacité électrique : 1 775 MW

Pologne EDF Polska Cracovie Production d’électricité et de chaleur

Capacité électrique : 460 MW Capacité thermique : 957 MWth

Pologne EDF Polska Torun Production de chaleur

Capacité thermique : 398 MWth

Pologne Kogeneracja Wroclaw Production d’électricité et de chaleur


Hongrie BE ZRt Budapest Production de chaleur et d’électricité


Hongrie EDF DÉMÁSZ ZRt

Szeged

Vente et distribution d’électricité et de gaz

Clients (approx.) : 740 000 Commercialisation : 3,2 TWh

Distribution : 4,2 TWh Points livraison : ~ 773 300

EBITDA 2014 Pologne, Hongrie : 42 % de l’EBITDA « Autre International »


48

Pologne : EDF, un acteur de premier plan EDF : 1er investisseur étranger dans le secteur énergétique,

présent sur le marché polonais de l’énergie depuis 16 ans

10 % du marché de la production d’électricité

~3 000 MWe

14 TWh d’électricité produits en 2014

15 % du chauffage urbain

~3 500 MWth

8 TWh de chaleur produits en 2014

3 000 employés dans les principales villes polonaises

(Varsovie, Cracovie, Wroclaw, Gdansk, Gdynia, Toruń, Rybnik et

Zielona Góra)

Pour l’année 2014, EDF Polska remporte le prix

« Entreprise Ethique » du concours du

quotidien économique Puls Biznesu


49 (1) Selon la localisation

Pologne : modernisation des centrales et développement de la vente B2B Un programme de modernisation des centrales pour

l’avenir énergétique du pays

En 2013, le Groupe a confirmé le lancement d’un important

programme de modernisation de ses unités de production

en Pologne pour un investissement de 800 M€ entre 2013 et

2017

2 objectifs :

Amélioration de la performance opérationnelle des

centrales et prolongation de leur durée de vie

à l’horizon 2035

Mise en conformité avec les nouvelles exigences

européennes en matière d’émissions industrielles

d’oxydes de soufre (SOx) et d’azote (NOx) (directive IED)

Des installations de désulfuration et de dénitrification qui

permettront de diviser les émissions de SOx par un facteur

entre 5 à 7(1) et de NOx par un facteur entre 2 et 3(1)

Développement de la base de clients B2B

Le groupe EDF veut devenir un des leaders dans les

ventes de l’électricité aux entreprises et professionnels

en Pologne

En entrant sur ce segment, EDF devient une entreprise

énergétique intégrée et orientée vers les clients. Ceci

s’inscrit dans l’ambition d’être le producteur le plus

performant et le plus innovant en Pologne

EDF Polska est déjà présent sur le segment des grandes

entreprises. Durant les 3 dernières années sur ce

segment, EDF a triplé le volume de vente de l’énergie de

1,2 TWh à 3,5 TWh


50

Marché de capacité en Pologne Un mécanisme transitoire pour garantir la sécurité d’approvisionnement à court-terme

Mécanisme de réserve de capacité opérationnelle

□ En place depuis le 1er janvier 2014, pour soutenir les unités

de production centralisée

□ Conçu par l’opérateur de réseau de transport d’électricité

et approuvé par le Régulateur, à titre de transition vers

un marché de capacité

L’opérateur de réseau de transport d’électricité rémunère ex-post la

capacité disponible pendant les périodes de pointe

□ Pour 2015, le montant maximum payé par l’opérateur de réseau

de transport d’électricité est fixé à 37,28 PLN/MW par heure

de pointe durant laquelle la capacité disponible est inférieure au

niveau de sécurité requis par ce dernier

□ Quand la capacité disponible dépasse le niveau de sécurité,

le montant payé est diminué en fonction du dépassement

Niveau de demande

Demande

pour une

heure de

pointe

Les unités disponibles reçoivent un paiement de capacité

Niveau de sécurité exigé par l’opérateur

de réseau de transport d’électricité

Capacité totale du système


51

Amérique du Nord – Profil des activités

(1) bcf = milliard de pieds cubes

(2) Certificats d’Energies Renouvelables

Electricité

Transport gaz : EDF Trading est l'un des 5 principaux commercialisateurs en Amérique du Nord. Il a signé des accords de pipeline aux EU, au Canada et au Mexique et distribue sur le marché en moyenne 7,62 bcf(1)/jour

E&P : EDF Trading North America possède des positions dans l’E&P de gaz au Texas et en Pennsylvanie pour développer son activité amont dans le gaz aux États-Unis

GNL : le 17/07/2014, EDF a signé avec Cheniere un contrat d’approvisionnement de 0,77 Mt/an de GNL, pour une durée de 20 ans à compter de la première livraison au terminal de liquéfaction de Corpus Christi (Texas) dont la fin de fla construction est prévue au plus tôt en 2019

GPL: EDF Trading a intégré en 2014 le marché du Gaz de Pétrole Liquéfié par la signature d’un contrat de fourniture avec Enterprise Products Partners LP portant sur la capacité d’export long-terme à partir du Golfe du Mexique

Hydrocarbures

En Amérique du Nord le Groupe dispose de

Plus de 4,5 GW de capacité installée

28,5 GW de capacité gérée pour le compte de tiers

Activités en Amérique du Nord :

Production nucléaire

• Existante : EDF Inc – Près de 2 GW de nucléaire à travers la détention de 49,99 % de CENG

• En développement : en février 2015, Unistar Nuclear Energy (UNE), filiale à 100 % d’EDF, a demandé à la Nuclear Regulatory Commission (NRC) d’interrompre ses travaux d’étude de la Combined Licence Application pour le site de Calvert Cliffs 3 suite à la requête adressée par AREVA à la NRC pour suspendre l’étude de certification de conception pour l’EPR dans sa version américaine

Trading : EDF Trading North America avec une capacité de production de 21 GW sous gestion

Renouvelables : EDF Renewable Energy (100 % EDF EN), avec 1,87 GW de capacité installée aux Etats-Unis, 463,8 MW au Canada et 229,5 MW au Mexique, et EDF Renewable Services (100 % d'EDF Renewable Energy) qui gère près de 9,4 GW via des contrats d'exploitation et maintenance pour compte propre ou compte de tiers

Activité charbon et fret

Grands clients industriels à travers EDF Energy Services, division d'EDF Trading

Trading de RECs(2), de biogaz, des émissions et crédits de carbone, ainsi que des dérivés climatiques

Autres activités d’EDF Trading


52

Une présence forte et diversifiée en

Amérique du Nord

Carte des opérations nord-américaines du groupe EDF : EDF Inc, CENG, EDF Trading North America et EDF Renewable Energy


Les activités éoliennes et solaires, et les projets d’exploitation & maintenance aux Etats-Unis sont portés par EDF Renewable Energy. Les projets au Mexique et au

Canada sont portés sous la marque EDF Energies Nouvelles.

53

Amérique du Nord : caractéristiques du marché

(1) Energy Information Administration, Annual Energy Outlook, avril 2014

(2) Association canadienne de l'électricité, « Les statistiques clés de l'industrie canadienne de l'électricité », juin 2014

Marché aux Etats-Unis

Marché mexicain

Production d'électricité totale de 4 089 TWh en 2014 : les États-Unis constituent un des plus grands marchés de l'électricité au monde

Mix de production électrique en 2014 : 39,6 % charbon, 27,0 % gaz naturel, 19,2 % de nucléaire, 12,9 % renouvelables et 1,3 % autre

La croissance de la demande d'électricité (environ +2 % en 2014 vs 2013) devrait ralentir sous l'effet des politiques d'efficacité énergétique et des investissements associés. D'ici à 2040, la demande en électricité progressera de 29 % pour atteindre 4 954 TWh(1)

En 2040(1), le mix de production sera composé de 35,2 % de gaz naturel, de 32 % de charbon, de 16,3 % d'énergies renouvelables et de 15,5 % de nucléaire

La lutte contre le réchauffement climatique est au cœur de la politique de l‘Administration actuelle, à la fois sur le plan international et fédéral. En juin 2014, l'Agence américaine de protection de l'environnement (EPA) a proposé le «Clean Power Plan» qui définit des objectifs de taux d'émission au niveau national, soit une réduction d'environ 30 % des émissions de CO2 pour le secteur de l'électricité d'ici à 2030 par rapport aux niveaux de 2005

Les États-Unis sont devenus, d'après l'EIA(1), le premier producteur mondial de pétrole en 2013 devant l'Arabie Saoudite et de gaz naturel en 2014 devant la Russie. Ils devraient également devenir exportateur net de gaz naturel liquéfié en 2016 et exportateur net de gaz naturel dans son ensemble en 2018

La production d'électricité au Canada en 2014 s'est élevée à 592,3 TWh, (+0,4 % vs 2013)

Mix de production en 2014 : 57,5 % hydro (troisième pays producteur d’hydroélectricité dans le monde, derrière la Chine et le Brésil), 16,2 % de nucléaire, 11,3 % charbon, 8,9 % gaz naturel, 6,1 % autre(2)

Le Bureau national de l'Énergie estime que la part du nucléaire devrait diminuer à 12 % en 2035, en raison du développement des centrales éoliennes et à gaz

Le marché électrique canadien, organisé par provinces, est relativement fragmenté, en raison notamment du rôle déterminant des politiques provinciales en matière d'émissions de carbone et de renouvelables

En 2014, la capacité installée du pays est de 54,4 GW pour une production brute de 258,3 TWh

Mix de production en 2014 : 78,3 % centrales thermiques (gaz importé surtout des US), 14,8 % hydroélectricité, 3,7 % nucléaire, 3,1 % autres renouvelables

En août 2014, le Président a signé plusieurs lois prévoyant la mise en œuvre d'un cadre favorable à l'ouverture et la concurrence dans le secteur de l'électricité au Mexique

Le gouvernement fédéral s'est donné comme objectif d'atteindre les 7,5 % d'énergies renouvelables dans le mix énergétique d'ici 2017

Marché canadien


54

Chine

Entreprise (participation)

Nom de l’actif Capacité installée(1)

SZPC (19,6 %) 3 centrales à charbon 3 060 MW

DSPC (35 %) Sanmenxia 2 (charbon SC) 2 x 600 MW

Figlec (100 %) Laibin B (charbon) 2 x 360 MW

FPC (49 %) Fuzhou (charbon USC - en construction) 2 x 1 000 MW

TNPJVC (30 %) Taishan (nucléaire EPR - en construction) 2 x 1 750 MW

Le groupe EDF est l’un des plus importants investisseurs étrangers dans le secteur de l’électricité en Chine, avec une capacité thermique de 6 980 MW(1)

EDF a signé des partenariats pour se développer dans les domaines de l’énergie nucléaire, des centrales charbon et hydrauliques, de la distribution d’électricité et de l’efficacité énergétique

Première et unique entreprise étrangère à investir dans un projet de construction et d’exploitation d’une centrale nucléaire en Chine, au 31 décembre 2014, EDF possède 30 % des parts de TNPJVC, qui a pour objet de financer, construire, mettre en service et exploiter deux réacteurs nucléaires EPR (2 x 1 750 MW)

Au 31 décembre 2014, le groupe EDF détient 49 % d’une joint venture en charge de la construction et de l’exploitation d’une centrale thermique à charbon dite « ultra-supercritique ». L’année 2014 a vu le début du chantier. La mise en service est prévue en 2016

29 janvier 2015 : dans le cadre de leurs partenariats stratégiques, EDF et CGN ont signé un accord afin de partager leur retour d'expérience sur l'exploitation et l'ingénierie des parcs nucléaires existants pour maintenir les plus hauts niveaux de sûreté et conserver la cohérence entre les normes et les procédures françaises et chinoises. EDF a également signé un accord avec Huadian, un des premiers électriciens chinois, ouvrant la voie à de futures collaborations sur des projets communs en Chine et à l'international dans le domaine du gaz et des énergies renouvelables

EDF est également présent en Chine avec un centre R&D et à travers EDF International Networks dans le domaine de la distribution d’électricité

Points-clé Carte des opérations

Beijing

FIGLEC

projet LAIBIN B

2 x 360 MW charbon

EDF : 100 % +

SYNERGIE chargée

de l’exploitation et de

la maintenance

EDF : 85 %

TNPJVC

TAISHAN

EPR 2 x 1 750 MW

nucléaire (en construction)

EDF : 30 %

SZPC

3 060 MW charbon

EDF : 19,6 %

DSPC

Projet SANMENXIA II

2 x 600 MW charbon SC

EDF : 35 %

Actifs

(1) Données à 100 %

Fuzhou

2 x 1 000 MW à charbon

USC (en construction)

EDF : 49 %


FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

LA R&D AU SERVICE

DES MÉTIERS DU GROUPE

56

La R&D au service des métiers du Groupe

Les chiffres-clé de la R&D 57

La R&D au service des métiers du Groupe 59

L’innovation au sein de la R&D 62

Electranova Capital 63

Le groupe EDF Activités principales d'EDF Finance Données de marché Annexes Responsabilité d’entreprise R&D

57

La R&D en bref

Consolider et développer des mix de production compétitifs et décarbonés Préparer les systèmes électriques de demain Développer et expérimenter de nouveaux services énergétiques pour les clients

3 missions principales

Des partenariats en France et dans le monde

Des programmes de recherche pour tous les métiers du Groupe

Production Management d’énergie Commerce

Le saviez-vous ?

Les chiffres de la R&D en 2014 :

Plus de 2 100 salariés

15 départements (compétences,

partenariats et maîtrise d’œuvre)

10 centres internationaux

3 en France et 7 à l’international :

Allemagne, Pologne, RU, Chine,

Singapour, Italie (R&D d’Edison), USA

14 laboratoires communs de recherche

650 M€ de budget en 2014

Energies Renouvelables Réseaux électriques Technologies de l’information & Simulation

Chiffres-clé de la R&D La R&D au service des métiers R&D Innovation

En Europe : partenaire de 74 projets de l’Union Européenne (PC7) et de 16 Joint

Technology Initiative.

En France et à l’international : nombreux projets de recherche avec de grands acteurs

de l’énergie (HYDRO-QUÉBEC, SINTEF, Total, DCNS, Schneider Electric…) et de

prestigieux instituts et universités (MIT, EPRI aux États-Unis, ETI, Imperial College,

Université de Manchester au Royaume-Uni, ...).

En France

Plus de 320 partenariats initiés avec les universités, instituts de recherche et

partenaires académiques

Un centre à la pointe de la recherche, EDF LAB Paris Saclay, installé dès 2015

sur un campus scientifique de dimension internationale

Electranova Capital

58

Répartition des principales dépenses de la R&D en 2014

550

54

31

9 6

EDF EDF Energy ERDF EDF EN Autres

En 2014, le montant global du budget R&D du Groupe

s’est élève à 650 millions d’euros

En M€

Chiffres-clé de la R&D La R&D au service des métiers R&D Innovation Electranova Capital

59

La R&D au service de la production centralisée

Production nucléaire Production hydraulique et énergies renouvelables

Contribuer à la durée de vie des ouvrages hydrauliques et des équipements

Proposer des méthodes et des outils innovants pour l’optimisation de la production des énergies renouvelables (éolien off shore)

Favoriser l’émergence de nouvelles sources d’énergies (Centrale Solaire Thermodynamique , énergies marines ou fluviales, etc.)

Production thermique

Tester et évaluer les technologies de captage du CO2

Contribuer à la flexibilité du parc thermique pour accroître les performances de service au réseau et réduire les coûts du charbon

Consolider et développer des mix de production compétitifs et décarbonés

dans 3 grands domaines de production

avec une priorité commune : l’environnement

Optimiser les performances d’exploitation du parc nucléaire existant

Concevoir le nucléaire du futur

Nouveaux modèles de réacteurs de 3ème génération, petits réacteurs modulaires (SMR), réacteurs à neutrons rapides(GEN IV)

Maîtriser et anticiper les impacts environnementaux de nos activités

Chiffres-clé de la R&D La R&D au service des métiers Innovation Electranova Capital R&D

60

La R&D au service du management d’énergie et du commerce

Management d’énergie

Elaborer les scénarios énergétiques prospectifs et valoriser les actifs du Groupe sur les marchés par :

l’analyse de l’environnement concurrentiel et l’élaboration de modèles économiques

l’anticipation des mutations du système électrique européen

Préparer les évolutions du métier de l’optimisation amont-aval en intégrant le développement des nouvelles énergies renouvelables et les Smart Grids

Développer les outils d’optimisation de l’équilibre offre-demande et de gestion des risques des marchés énergies du Groupe

Commerce

Accélérer la digitalisation de la relation clients et promouvoir de nouvelles utilisations de l’électricité

Développer les services d’efficacité énergétique dans l’industrie, le tertiaire et le résidentiel

Améliorer la connaissance des clients notamment via les datas pour concevoir de nouvelles offres

Développer de nouveaux modèles d’affaires pour les villes et les territoires


61

La R&D au service des Renouvelables et des Réseaux

Réseaux électriques actuels

Réseaux électriques de demain

Développer les outils de pilotage avancés des systèmes électriques

Contribuer à la réussite des projets de compteurs communicants et des services associés

Anticiper l’augmentation de la production intermittente connectée au réseau

Concevoir des solutions énergétiques territoriales et les intégrer au système global

Energies Renouvelables

Développer des outils et des méthodes pour optimiser les performances d’exploitation et les coûts des projets du Groupe

Identifier et préparer les ruptures technologiques qui réduiront le coût des énergies renouvelables

Préparer les nouvelles technologies de stockage de masse en lien avec le développement des énergies renouvelables

éolien terrestre et offshore

photovoltaïque énergies marines géothermie

bioénergies solaire thermodynamique

Optimiser la durée de vie des infrastructures de réseaux

Augmenter la capacité de transit des ouvrages et la disponibilité du réseau

Accroître l’automatisation des réseaux de distribution pour optimiser la qualité de fourniture et réduire les coûts d’exploitation


62

Innovation

Un dispositif « Corporate Venture » avec un partenaire centré sur France / Europe

Des prises de participation stratégique dans des fonds de capital risque

en France et à l’international

Electranova Capital Fonds créé en mai 2012,

avec Idinvest Partners. Déjà 6

investissements réalisés.

Chrysalix (Canada)

Tsing Capital (Chine)

Fonds d’amorçage

CEA Investissements

Des partenariats financiers dans des fonds d’innovation dans le

cadre de la stratégie Groupe d’investissements Réseau de veille et détection de start-up réparti sur

3 continents (Amérique / Asie / Europe) :

20 collaborateurs

Plus de 1000 start-up identifiées depuis 2012

Plus de 35 démos en 2014

S’entourer d’un vivier de start-up innovantes En lien avec Electranova Capital, détection de start-up et identification de leur valeur ajoutée pour les métiers du groupe EDF, sponsoring de concours liés à l’innovation, création d’un réseau d’innovateurs en lien avec les acteurs de l’écosystème de l’innovation

Mieux valoriser l’innovation interne Renforcer la culture « Propriété Intellectuelle » et l’intégrer dans la stratégie d’affaires, accélérer l’industrialisation et le transfert des innovations aux métiers

L’Equipe « Open Innovation » de la R&D

Missions et enjeux du réseau Innovation

Robolution Capital (Fr)

DBL (US)


63

Electranova Capital, un fonds lancé en 2012

30

10

10

40

En M€ 90 Electranova Capital est un fonds de capital croissance cleantech géré par

Idinvest Partners en partenariat avec EDF. Le groupe Allianz et BPI

France sont investisseurs dans le fonds au côté d'EDF

La mission : soutenir des sociétés innovantes à forte composante éco-technologique et

répondant à des problématiques clés de la transition énergétique

Un fonds avec une capacité d’investissement de 90 M€, dont 30 M€ apportés

par EDF

Diversité géographique : 80 % des investissements réalisés en Europe et 20% dans

le reste du monde (essentiellement aux Etats-Unis)

Portefeuille : le fonds vise un portefeuille diversifié de 10 - 15 entreprises dans le large

spectre de l’industrie de l’énergie et des cleantech (de 1 à 10 M€ investis par start-up)

Un fonds aligné sur les pratiques de marchés : − Une gouvernance indépendante d’EDF

− Pas de droit de préemption pour EDF

Pilotage stratégique : R&D et Direction financière

FCPI (Fonds Communs de Placement dans l'Innovation)

BPI

Allianz

EDF


64

Electranova au cœur du dispositif innovation d’EDF

OBJECTIFS STRATÉGIQUES

Renforcer la capacité à innover

Anticiper et ajuster la stratégie

Renforcer la culture entrepreneuriale au sein d’EDF

Identifier les nouvelles technologies ou business

models

... ET FINANCIERS

Performance financière

Gestion des risques

R&D Open

Innovation

Dispositif Innovation EDF

Métiers R&D

Start-up

Sourcing Investissement

Comité Innovation Groupe


65

Un modèle de partenariat avec des investisseurs réputés

Une stratégie d’investissement qui se concentre sur les meilleures

entreprises au niveau mondial

Le partenaire principal d’EDF, co-fondateur d’Electranova, est Idinvest Partners.

Un partenariat spécifique sur les Etats-Unis a été mis en place en 2015 avec l’américain DBL Investors.


66

Un spectre d’investissements très large autour de l’univers EDF

Smart Grids Infrastructure réseau

Stockage: batteries et hydrogène, etc.

Production d’énergie Solaire / Eolien / Géothermie

Energies marines / hydro, etc.

Efficacité énergétique Eclairage / Chauffage / Climatisation…

Maisons / bâtiments verts, etc.

Ville Durable Mobilité électrique

Smart City, etc

Digital / Internet

des objets

Nouveaux

Services

Autres

Nouvelles

technologies


67

Implication forte d’EDF dans le processus très sélectif d’investissement

Qualification Evaluation

« Business » Due diligence

détaillée Investissement

~1 000 ~50 ~10 7

Sourcing

pour EDF

Avis experts

(métier / R&D)

Analyse détaillée

« technico

économique »

Discussion sur

projets / partenariats

# Start-up

Quelques

semaines ~1-2 mois ~3 mois

Interaction avec EDF

Ensemble des métiers du Groupe impliqués


68

Portefeuille à date

Start-up Secteur Pays Description

Eolien offshore Fondations gravitaires pour éolien offshore

Hydrogène Pile à combustible et électrolyseurs haute températures

Marchés : micro CHP, station H2, stockage…

Bâtiments efficaces Panneau de bois isolant à haute performance thermique

Stockage énergie Intégrateur de batteries pour la mobilité électrique et le stockage

stationnaire

Internet des objets -

Effacement

Effacement

Communication bas débit

Bâtiments

intelligents Eclairage intelligent pour le tertiaire et l’industrie

Eolien Développeur de LIDAR pour l’industrie éolienne


FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

ACTIVITÉS PRINCIPALES

D’EDF

70

Optimisation - Trading et Commercialisation

Réseaux - Transport et Distribution

Production

Activités principales d'EDF

Activités du Groupe dans le secteur du gaz

71

138

149

173

Les services énergétiques 178


71


Production

72

111

130

Nucléaire

Renouvelable

Thermique

Activités principales d'EDF Production Réseaux Optimisation - Trading et Commercialisation

Gaz Services énergétiques

72


Points-clé nucléaire

Nucléaire existant France

Nucléaire existant R-U

Nouveau nucléaire

Provisions long-terme

Nucléaire

Production

73

74

89

94

100

Les innovations dans le domaine du nucléaire 109

Production Renouvelable Nucléaire Thermique Activités principales d'EDF

73

Production Nucléaire Points-clé nucléaire

Nouveau nucléaire




Innovations

Nucléaire : une expertise unique

Une production d’électricité à des prix compétitifs, décorrélée des prix des combustibles fossiles et sans émission de CO2

EDF dispose d’une solide expérience de construction et d’exploitation en France, au Royaume-Uni ainsi qu’aux États-Unis au travers de Constellation Energy Nuclear Group LLC (« CENG ») et ses sociétés filiales, qui lui permettent d’être un acteur majeur du renouveau du nucléaire à l’international

Construction de nouveaux réacteurs par EDF :

un EPR en France à Flamanville

deux réacteurs de type EPR à Taishan en Chine, en partenariat

avec CGN

des projets sont à l’étude au R-U

Le saviez-vous ?

EDF parc existant

58 réacteurs en France

15 réacteurs au R-U

Le saviez-vous?

développement

Nouveau Nucléaire 3 réacteurs EPR

en construction

Le saviez-vous?

Une forte expérience

1 700 années-réacteurs

d’expérience d’exploitation

du parc français

74

Le parc nucléaire d’EDF en France

Le saviez-vous ?

L’ensemble du parc en exploitation aujourd’hui a été construit en utilisant la

même technologie (REP). Cette standardisation permet une efficience et

des synergies opérationnelles. Plus qu’un simple opérateur,

EDF est un architecte-ensemblier, c’est-à-dire qu’EDF est

responsable du design, du calendrier et de la construction des réacteurs,

et possède ainsi toutes les cartes pour exploiter le parc de manière sûre.

(1) Source : RTE

Gravelines

Chooz Cattenom

Fessenheim

St Alban

Cruas

Tricastin

Penly

Paluel Flamanville

St Laurent Dampierre

Belleville Chinon

Civaux

Blayais

Golfech

Nogent Seine

900 MW 1 300 MW 1 450 MW EPR

Bugey

77 %(1)

de la production française en 2014

58 réacteurs en exploitation pour une capacité de 63 130 MW

19 sites

Une technologie unique (réacteurs à eau pressurisée),

3 paliers :

900 MW 34 réacteurs 31 GW

1 300 MW 20 réacteurs 26 GW

1 450 MW 4 réacteurs 6 GW


Nouveau nucléaire




Innovations

75

Principes de fonctionnement d’un réacteur à eau pressurisée (REP)

Turbine hall building (non nucléaire zone)

Reactor building (nucléaire zone)


Nouveau nucléaire



Nucléaire existant R-U Innovations

76

Le parc nucléaire français : cycle de production

Cycle

Production Production Arrêt

programmé La longueur peut varier de 10

jours d’un cycle à l’autre

Arrêt

programmé Pour rechargement, maintenance, réparations. Durée : variable, entre 35 et 110 jours

900 MW : 28 réacteurs cycle de 12 mois

6 réacteurs cycle de 18 mois

1 300 MW : 20 réacteurs cycle de 18 mois

1 450 MW : 4 réacteurs cycle de 18 mois

Cycle de rechargement des réacteurs

nucléaires Types d’arrêts programmés

Une alternance entre deux types d’arrêts programmés est organisée à l’issue de chaque campagne de production :

Arrêt pour simple rechargement (ASR) : déchargement du combustible usé et rechargement du combustible neuf. Durée de l’ordre de ~ 35 jours

Visite partielle pour rechargement et maintenance (VP) : rechargement du combustible et maintenance. Durée de l’ordre de ~ 70 jours, variable selon les programmes de travaux de maintenance

Visite décennale (VD) : Durée de l’ordre de ~110 jours, variable selon les programmes de modifications de sûreté et de travaux de maintenance

Obligation légale (tests de sûreté et autres contrôles), permettant d’élever le niveau de sûreté aux standards les plus récents et d’effectuer des travaux de maintenance

Production Nucléaire Nouveau nucléaire



Nucléaire existant R-U Innovations Points-clé

nucléaire

77

Modèle de consommation français : très saisonnier et thermosensible

Sources : ENTSO-E

Ce qui entraîne un usage spécifique du parc nucléaire

Consommation mensuelle 2014 des grands pays européens

En GWh

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

55 000

Allemagne

Espagne

France

Royaume-Uni

Italie

La consommation française varie beaucoup entre l’hiver et l’été :

Entre 30 et 35 TWh/mois en été

Entre 40 et 55 TWh/mois en hiver

Des changements importants pour chaque variation de 1°C en France :

En hiver ≈ ± 2 400 MW

En été ≈ ± 500 MW





nucléaire

78

Un calendrier saisonnalisé des arrêts programmés Un nombre minimal d’arrêts programmés pendant l’hiver

Un équilibre nécessaire entre les cycles de production de 12 mois et ceux de 18 mois

(1) Le planning se réfère à une vision à un instant t

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52

Année 2014 : nombre de réacteurs en arrêt programmé par semaine(1)

En bleu, les arrêts de tranche en hiver





nucléaire

79

75,5 76,1 77,0 77,6 77,4 75,6 75,3

70,7

73,8 76,1

73,0 73,0 75,2

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Evolution du facteur de charge et de la production nucléaire Kp annuel (facteur de charge) du parc nucléaire Production nette du parc REP

Kp (%) En TWh

417 421

427 429 428

418 418

390

408

421

405 404

416

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014





nucléaire

80

92,0 92,0 93,0 93,1 92,7

94,5 95,4

90,6

94,1 94,5

91,8

93,6 93,0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Historique de la disponibilité du parc nucléaire français Le saviez-vous?

Le Kd, ou coefficient de

disponibilité, représente l’énergie

disponible rapportée à l’énergie théorique

maximale, correspondant à un

fonctionnement à la puissance installée toute

l’année. Le Kd hiver est le coefficient de

disponibilité mesurée entre le 1er décembre

et le 14 février de l’année suivante, soit la

période où la consommation est la plus

importante.

Le Ku, ou coefficient d’utilisation, est l’énergie produite rapportée à l’énergie

disponible. Cet indicateur reflète les

contraintes environnementales et sociales, le

profil de consommation des clients, la

fourniture des services système et

l’optimisation

La multiplication du Kd et du Ku donne le

Kp, ou « facteur de charge », défini comme l’énergie générée par rapport à

l’énergie théorique maximale.

Kp = Kd x Ku

Kd et Kd d’hiver (%)

82,5 82,7 82,8 83,4 83,6

80,2 79,2 78,0 78,5

80,7 79,7 78,0

80,9

90,1 92,5

94,8 92,9

90,1 89,9 92,4

86,8

94,6 92,3 91,5

92,9 93,4

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Kd

Kd hiver (1)

Ku (%)

(1) Kd du 1er décembre (N) au 14 février (N+1)





nucléaire

81

Comparaison du Kd avec le parc REP américain

Le Kd reflète l’impact des indisponibilités techniques (arrêts programmés et fortuits)

Impact sur le Kd des différences structurelles

d’exploitation entre les parcs REP français et

américain ≈ 8 points :

1,8 pts : mode de sollicitation des parcs • le parc américain fonctionne en base

• le parc français fonctionne avec une saisonnalité des

arrêts programmés liée au modèle de consommation

d’électricité en France

2,6 pts : mode de gestion du combustible • cycle de rechargement du combustible américain :

entre 18 et 24 mois

3,2 pts : spécificités liées à la réglementation et à la sûreté

0,4 pt : réglementation du travail

En cours de mise à jour

Source : EDF et NRC





nucléaire

82

Les leviers de la performance opérationnelle

Maîtriser la durée programmée des arrêts de tranche

Optimisation du volume de maintenance courante sur les arrêts

Amélioration de la qualité de préparation et de réalisation des interventions de maintenance

Renforcement du contrôle des opérations de redémarrage

Durée moyenne de prolongation des arrêts programmés divisée par 2 en 2014 vs 2013

Réduire les indisponibilités fortuites

Poursuite du remplacement des gros composants (générateurs de vapeur, stators d’alternateurs, transformateurs principaux)

Amélioration de la fiabilité des équipements en s’appuyant notamment sur une démarche de maintenance préventive

Produire au meilleur moment et notamment en hiver lorsque la consommation est la plus importante





nucléaire

83

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

61 58 56 53

31 41 40

30 32 34 31

Conditions d’exploitation du parc nucléaire

Nombre d’arrêts automatiques de réacteur

Dosimétrie collective annuelle moyenne / réacteur

Taux de fréquence d’accidents(1)

Dosimétrie individuelle(3)

0

5

10

15

Entreprises prestataires

EDF 3,7

2,6

0,5

0,7

0,9

1,1

H.Sv/tr(2) 0,72

46

24 20

8 5

2010 2011 2012 2013 2014

2014 : une bonne année en termes de sûreté sur le parc nucléaire français

(1) Nombre d’accidents avec arrêt de travail pour un million d’heures travaillées

(2) Homme-sievert par réacteur

(3) Nombre mensuel maximum d’intervenants ayant reçu une dose entre 14 et 17 mSv/12 mois. Limite réglementaire de 20 mSv/12 mois





nucléaire

84

Le programme d’investissements du parc nucléaire d'EDF en France (1/2) Les atouts du parc nucléaire existant

Standardisation technique et amélioration permanente de la sûreté

Un coût complet économique à environ 55 €/MWh(1), inférieur à tout autre moyen de production neuf

Une contribution majeure à un mix de production bas carbone

EDF, architecte-ensemblier de ses centrales, propriétaire et exploitant

Un programme industriel pour préparer l’avenir

Le nucléaire existant constitue une réponse durable et efficace aux besoins énergétiques futurs

Des travaux de rénovation et de modernisation d’envergure notamment sur la période 2015-2025 (période où les réacteurs 900 MW atteignent les 40 ans et les réacteurs 1 300 MW les 30 ans) dans la perspective de la prolongation de la durée de fonctionnement au-delà de 40 ans

Un programme dans le respect des objectifs de la loi relative à la transition énergétique et des programmations pluriannuelles de l’énergie

Un montant total d’investissements de 55 Mds€2013(2) sur la période 2015-2025, validés progressivement

Une organisation spécifique appelée « Grand carénage » pour piloter de façon intégrée l’ensemble des travaux

(1) Sur la période 2014-2025 pour une durée de fonctionnement prolongée au-delà de 40 ans (2) Pour plus d’informations voir le paragraphe « Programme d’investissements du parc nucléaire existant en France » à la page 51 du DDR 2014





nucléaire

85

Le programme « Grand carénage » intègre :

La rénovation ou le remplacement des gros composants autour des 30 ans

Obsolescence de certains gros composants qui doivent être remplacés à partir de 30 ans environ : générateurs de vapeurs,

transformateurs, alternateurs

Dans la perspective d’une durée de fonctionnement au-delà de 40 ans

L’augmentation de la protection des installations face à des situations extrêmes, suite à Fukushima

Renforcement de la protection actuelle des installations et de certains matériels vis-à-vis notamment des séismes et inondations

Renforcement et diversification des moyens d’appoint en eau et en électricité

Les modifications pour renforcer la conception des centrales issues des réexamens de sûreté décennaux Un référentiel de sûreté et un programme d’améliorations mis en œuvre lors des visites décennales pour chaque réacteur, après

approbation de l’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN)

Avis positif de l’ASN sur le programme de réexamen de sûreté générique des 3èmes visites décennales du palier 1 300 MW à partir de 2015

La prolongation de la durée de fonctionnement au-delà de 40 ans

• Pas de durée limite d’exploitation fixée dans la réglementation mais des réexamens de sûreté tous les 10 ans

• Objectif cohérent avec la tendance observée au plan international pour les technologies analogues (REP). Aux Etats-Unis, 45 des 64

REP ont obtenu l’autorisation d’exploitation jusqu’à 60 ans

• A partir de 2019 pour les 4èmes visites décennales du palier 900 MW





nucléaire

Le programme d’investissements du parc nucléaire d'EDF en France (2/2)

86

Poursuite du programme de remplacement des gros composants Générateurs de vapeur 3 GV/réacteur 900 MW

4 GV/réacteur 1 300 MW

1 réacteur 900 MW tous les 2 ans en moyenne jusqu’en 2030

2 réacteurs 1 300 MW par an en moyenne jusqu’en 2033

Stators d’alternateur 3 réacteurs par an en moyenne jusqu’en 2019

Transformateurs principaux

(3 pôles/réacteur) 4 réacteurs par an en moyenne jusqu’en 2024





nucléaire

87

L’évolution des exigences en matière de sûreté nucléaire Refonte des règles générales relatives aux installations nucléaires

La loi Transparence et Sûreté Nucléaire du 28 juin 2006, et l’arrêté du 7 février 2012 qui en découle, intègrent notamment dans le droit français

des principes correspondant aux travaux d’harmonisation menés par les autorités de sûreté des pays européens, rassemblées au sein de

WENRA (Western European Nuclear Regulators Associations)

Avis de l’ASN(1) sur les Examens Complémentaires de Sûreté, suite à l’accident de Fukushima : niveau de sûreté satisfaisant mais augmentation de la protection des installations face à des situations extrêmes Mise en place de la Force d’Action Rapide Nucléaire (FARN)

Renforcement de la protection des installations et de certains matériels notamment vis-à-vis des séismes et inondations

Renforcement et diversification des moyens d’appoint en eau et en électricité

Mise en œuvre des décisions de l’ASN en cours ou terminée pour certaines

La mise en œuvre de l’arrêté relatif aux équipements sous pression nucléaires (ESPN)

L’arrêté du 12 décembre 2005 relatif aux ESPN (générateurs de vapeur, cuves,…) fait notamment évoluer les modalités de justification et de

surveillance de la conception, de la fabrication et du montage des équipements qui ont commencé à être fabriqués après janvier 2011 (guides

d’application publiés par l’ASN en 2012 et 2013)

Certaines modalités de mise en œuvre de cet arrêté sont actuellement en cours d’élaboration et de discussion

La prolongation de la durée de fonctionnement au-delà de 40 ans Pour franchir les 40 ans, l’ASN demande que le réexamen de sûreté soit réalisé « au regard des objectifs de sûreté fixés pour les réacteurs

de génération 3, comme le réacteur EPR »

Discussions entre EDF et l’ASN pour ce quatrième réexamen de sûreté des réacteurs 900 MW qui s’appliquera à partir de 2019

(1) Avis du 3 janvier 2012





nucléaire

88

Les visites décennales du parc nucléaire(1)

(1) Données prévisionnelles en date du 12 février 2015

1 450 MW

1 300 MW

900 MW

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E

3èmes visites décennales (VD) du palier 900 MW

4èmes VD du palier 900 MW

4èmes VD du palier 1 300 MW 3èmes VD du palier 1 300 MW

2èmes VD du palier 1 450 MW

Nombre de Visites décennales





nucléaire

89

Le parc nucléaire d’EDF Energy En résumé

Le saviez-vous ?

(1) Source : Department of Energy & Climate Change Energy Trends, mars 2015

Réacteurs avancés refroidis au gaz (RAG)

Réacteur à eau pressurisée (REP)

Le RAG diffère à bien des égards d’un modèle REP. Si le modèle RAG est

spécifique au Royaume-Uni, le modèle REP est pour sa part le type de réacteur

le plus fréquent dans le monde.

Le RAG dispose d’un modérateur au graphite qui permet de contrôler la réaction. Le

réacteur est enfermé dans une cuve en acier à doublure en béton précontraint de

plusieurs mètres d’épaisseur qui agit également comme un bouclier biologique. Le

générateur de vapeur chauffant l’eau est situé à l’intérieur de la cuve de pression. Un

RAG utilise le dioxyde d’uranium enrichi comme combustible et du CO2 comme fluide

caloporteur.

Le REP est contenu dans une cuve à pression en acier remplie d’eau pressurisée

qui agit comme modérateur et fluide caloporteur. Le combustible utilisé est le dioxyde

d’uranium enrichi contenu dans des tubes en alliage de zirconium.

Production d’environ un cinquième de la production nationale en 2014(1)

8 centrales nucléaires

15 réacteurs en opération

2 technologies (RAG et REP) pour une capacité totale de 8,9 GW

Torness

Hartlepool

Dungeness B

Hunterston B

Heysham 1 & 2

Hinkley Point B

Sizewell B





Innovations Points-clé nucléaire

90

55,1

48,3

55,8

60,0 60,5

56,3

2009 2010 2011 2012 2013 2014

Acquistion de British Energy

Coefficient de

disponibilité 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Kd % 72 % 63 % 73 % 78 % 79 % 72 %

Chiffres-clé : la production nucléaire au Royaume-Uni

Extensions des arrêts de Dungeness B, Heysham 2 et Sizewell B

Problème du support central du

générateur de vapeur dans les

centrales de Heysham 1 et

Hartlepool






Production (TWh)

91

Un parc nucléaire avec un âge moyen de 31 ans

Capacité totale de production d’électricité de 8,9 GW

Une production qui s’élève à 56,3 TWh en 2014

La sûreté est la première priorité

L’adéquation de chaque centrale doit être confirmée à chaque arrêt programmé par l’Autorité de Règlementation Nucléaire

(« ONR » : Office for Nuclear Regulation), qui doit donner son aval pour le redémarrage après un arrêt

Examen périodique de sûreté (« Periodic Safety Review ») entrepris tous les 10 ans, nécessitant aussi l’approbation de l’ONR

Suite aux événements au Japon :

EDF Energy a réalisé les évaluations demandées par le WANO(1) et a répondu aux recommandations de l’ONR et aux tests de

résistance européens

EDF Energy a conclu, avec l'accord de l'ONR, que la sûreté du parc existant est telle que le fonctionnement peut continuer.

Néanmoins, la production d’énergie nucléaire d’EDF Energy a précisé s’être engagée à apporter des améliorations destinées à

augmenter la capacité à résister à des événements extrêmes. Ces engagements sont en partie remplis à l’occasion du troisième

anniversaire des évènements au Japon

Prolongation des durées d’exploitation en bonne voie

Prolongation de la durée d’exploitation sujette à un examen des facteurs économiques, techniques et de sûreté

Durée cible des prolongations de durée d’exploitation des RAG de 8 ans en moyenne, et de 20 ans pour le réacteur REP de Sizewell B

Points-clé du parc nucléaire d’EDF Energy

(1) World Association of Nuclear Operators






92

Durée d’exploitation des centrales nucléaires d’EDF Energy

Note – La moyenne de 8 ans est en comparaison avec les durées d’exploitation prévues à l’acquisition en 2009 – Hartlepool / Heysham 1 ont déjà obtenu

l’extension de leur durée d’exploitation de 5 ans en 2010, Hunterston / Hinkley de 7 ans en 2012 et récemment Dungeness de 10 ans

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2055

Hinkley

Hunterston

Hartlepool

Heysham 1

Heysham 2

Torness

Dungeness

Sizewell

Date de fermeture prévue

(à l’acquisition en 2009)

Extensions depuis 2009

Une extension moyenne de 8 ans de la durée d’exploitation des centrales RAG est attendue (en comparaison du calendrier de fermeture à l’acquisition de British Energy en 2009)






93

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.22001/0

2

May-0

5

Nov-0

5

May-0

6

Nov-0

6

May-0

7

Nov-0

7

May-0

8

Nov-0

8

May-0

9

Nov-0

9

May-1

0

Nov-1

0

May-1

1

Nov-1

1

May-1

2

Nov-1

2

May-1

3

Nov-1

3

May-1

4

Nov-1

4

Amélioration significative de la performance de sécurité d’EDF Energy

No

mb

re d

’accid

en

ts p

ar

20

0 0

00

he

ure

s tra

va

illée

s

(ho

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ar

réa

cte

ur

pa

r a

n)

Nom

bre

d’a

rrêts

pour

7 0

00 h

eure

s Dosimétrie collective moyenne sur 3 ans / réacteur

Taux de fréquence des accidents

Benchmark - T4 2014 (3 ans glissants):

• WANO ISAR(1) (Paris Centre) = 0,32

• Médiane du parc nucléaire d’EDF Energy ISAR = 0,13 Employés d’EDF Energy

Prestataires

(1) ISAR = Lost Time Incidents plus Restricted Time

Bonne

Nombre d’arrêts automatiques

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13 Jan-14 Jan-15

Bonne

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Bonne






94

EPR : des améliorations technologiques sûres

La sûreté : Réduction de la probabilité d’un accident (facteur 10)

Protection des dangers externes (coque résistante à l’impact d’un avion)

Conception évolutive (récupérateur de corium)

La performance : Production annuelle accrue de 36 %

Amélioration du rendement (+3 pts)

Disponibilité accrue (91 %)

La radioprotection :

Dose collective annuelle en baisse d’au moins 40 %

L’environnement : Réduction très importante des volumes de déchets radioactifs et des rejets gazeux et liquides






95

EPR : améliorations dans la conception

Récupérateur de corium en

cas de fusion accidentelle

du cœur

Coque résistante au

crash d’un avion

4 boucles de contrôle

indépendantes

Amélioration des

composants et

systèmes






96

Point d’avancement du projet EPR de Flamanville 3

Avril 2015 : AREVA et EDF ont informé l’ASN de la réalisation d’une nouvelle campagne d’essais pour la qualification du couvercle et du fond de la cuve de l’EPR de Flamanville

□ Cette campagne fait suite à des essais chimiques et mécaniques sur une pièce représentative du couvercle et du fond de la cuve qui ont montré que l’un des paramètres n’était pas respecté dans une zone présentant une concentration en carbone plus importante que la moyenne. En parallèle, les travaux du chantier EPR de Flamanville se poursuivent.

1 EPR de 1 650 MW en construction

Démarrage prévu en 2017

Etapes majeures 2014 - 2015 :

□ Circuit primaire : introduction de la cuve du réacteur, du pressuriseur et des 4 générateurs de vapeur; travaux de montage du circuit

□ Réalisation des premiers grands essais sur les installations (salle des commandes, station de pompage, ...)

□ Intensification des montages électromécaniques

□ Densification des essais des différents systèmes de l’installation






97

Chine Taishan 1 & 2 (EDF 30 %) 2 EPR de 1 750 MW en construction

Avancement du chantier au 31 décembre 2014 : □ Unité 1 : poursuite de la revue par l’Autorité de sûreté

chinoise en vue de l’autorisation de mise en service

□ Unité 2 : fin de la livraison des grands composants, mise en place de la cuve dans le bâtiment réacteur et début de soudage du circuit primaire

□ Installation des équipements électromécaniques et essais de différents systèmes sur les deux unités

□ Mise en eau du bassin d’alimentation en eau de refroidissement

□ Mise en service du simulateur de conduite sur lequel les opérateurs de conduite ont passé leur examen de certification

Etapes prévues en 2015 : □ Unité 1 : fin des travaux d’installation des équipements électromécaniques ; début des essais de l’ensemble

de l’installation

□ Unité 2 : montage du circuit primaire ; poursuite de l’installation des équipements électromécaniques et essais de différents systèmes






98

Nouveau Nucléaire au Royaume-Uni : Hinkley Point C

(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

Approbation le 8 octobre 2014 par la Commission Européenne des accords relatifs au projet

□ Après examen, la Commission Européenne a approuvé le « contrat pour différence » ainsi que la garantie de la dette proposée par le gouvernement britannique

□ Principaux éléments des accords :

Contrat sur 35 ans à partir de la date de commercialisation

Prix d’exercice : 92,5 £/MWh(1)(2)

Etat du projet Poursuite des travaux d’ingénierie pour la conception de la centrale électrique

Accord avec les contractuels et les syndicats sur les conditions de travail sur site

Prochaines étapes

Finalisation de l’ensemble des termes du contrat et des conditions de financement du projet, y compris de la garantie de la dette

Accord avec les partenaires financiers et stratégiques

Mise en place du contrat de transfert des déchets, qui doit être approuvé par la Commission Européenne






99

Au R-U, les « Contrats pour Différence » (CfDs) peuvent fournir la visibilité nécessaire aux investisseurs quant à la construction de centrales à faibles émissions de CO2

Réduit la volatilité et les risques pour les investisseurs

Offre une sécurité aux consommateurs

Mécanisme déjà mis en place auparavant

IPP(1) dans les années 1990

Beaucoup utilisé dans le Pool

Fréquent dans le trading de commodités

Peut être adapté en fonction du risque spécifique à la technologie

L’aide d’Etat est approuvée pour la plupart des technologies

Les difficultés de mise en œuvre sont tout à fait gérables

Enchères ouvertes à la concurrence pour fixer les prix

(1) Independent Power Producer

2010 2015 2020 2025 2030 2035

Initiation Le producteur paie la différence

Différence payée au producteur

Prix d’exercice contractuel illustratif

Prix de l’électricité de référence (y compris prix du carbone)

Impact illustratif des CfD sur les revenus des producteurs à faibles

émissions (£/MWh) – début en 2018






100

Que sont les provisions nucléaires long-terme ?

Les provisions d’EDF au 31 décembre 2014 sont établies en application des prescriptions de la loi du 28 juin 2006, codifiée aux articles L. 542-1 et suivants du Code de l’environnement et de ses textes d’application parus en 2007

On peut distinguer deux catégories de provisions :

Les provisions pour l’aval du cycle nucléaire, qui couvrent :

Les provisions pour la gestion du combustible usé, y compris le combustible engagé en réacteur et non encore irradié

Les provisions pour la gestion à long-terme des déchets radioactifs (voir ci-après pour plus de détails)

Les provisions pour démantèlement et derniers cœurs

On peut aussi distinguer les provisions nucléaires selon l’obligation légale de leur associer des actifs dédiés afin d’assurer le financement des charges futures

En effet, seules les provisions pour démantèlement, pour la gestion des déchets radioactifs long-terme et une partie des provisions pour dernier cœur doivent être couvertes par des actifs dédiés (voir la partie financière pour plus d’informations sur les actifs dédiés)

Le reste des provisions (majoritairement les provisions pour charges de gestion du combustible usé) font partie du cycle opérationnel et ne sont pas soumises à constitution d’actifs dédiés






101

Démantèlement d’une centrale : 3 étapes-clé Mise à l’arrêt définitif

La première phase comprend le déchargement du combustible, la vidange de tous les circuits (99,9 % de la radioactivité présente sur le site est éliminée), puis la mise à l’arrêt définitif (démontage d’installations non nucléaires définitivement mises hors service)

Démantèlement partiel

La seconde phase comprend le démontage des équipements et de tous les bâtiments (à l’exception du bâtiment réacteur), le conditionnement et l’évacuation de l’ensemble des déchets vers les centres de stockage, l’isolement, le confinement et la mise sous surveillance de la partie entourant le réacteur

Démantèlement complet

Cette dernière phase comprend le démontage complet du bâtiment réacteur, ainsi que celui des matériaux et équipements encore radioactifs

Phase

3

Phase

1

Phase

2

La durée et la complexité des opérations conduisant aux différents niveaux peuvent

varier d’une filière à l’autre en fonction de la nature des opérations à réaliser






102

Les centrales nucléaires d'EDF en déconstruction

1 réacteur à eau pressurisée (REP) □ Chooz A (300 MW) : 1967-1991

1 réacteur à eau lourde (REL) □ Brennilis (70 MW) : 1967-1985 (EDF/CEA)

6 réacteurs de la filière Uranium naturel-

graphite-gaz (UNGG) □ Chinon A1 (70 MW) : 1963-1973

□ Chinon A2 (200 MW) : 1965-1985

□ Chinon A3 (480 MW) : 1966-1990

□ Saint-Laurent A1 (480 MW) : 1969-1990

□ Saint-Laurent A2 (515 MW) : 1971-1992

□ Bugey 1 (540 MW) : 1972-1994

1 réacteur à neutrons rapides (RNR) □ Creys-Malville (1 240 MW) : 1986-1997

UNGG

REP REL

RNR

Chooz

Bugey

Creys Malville

Brennilis St Laurent

Chinon






103

Premier REP en déconstruction : Chooz A

1991-1999

1993

1999-2008

2007

2008

2012-2014

Fermeture de l’installation, transfert du combustible vers l’usine de retraitement, mise sous surveillance

Publication du décret de mise à l’arrêt définitif permettant les premières opérations de démantèlement

Démantèlement de la partie non nucléaire des installations (dont salle des machines) ainsi que des bâtiments nucléaires annexes (hors « caverne » réacteur)

Publication du décret de démantèlement complet de l’installation

Opérations de démantèlement et de décontamination des circuits nucléaires (hors cuve)

Extraction du pressuriseur et des générateurs de vapeur, puis expédition de ces derniers à l’ANDRA(1). Fin du démantèlement des équipements électromécaniques dans les cavernes abritant le réacteur et les équipements auxiliaires

Mis en service en 1967 et en fonctionnement jusqu’en 1991, Chooz A est le premier Réacteur à Eau Pressurisée (REP) à être démantelé.

2015 Travaux préparatoires au chantier de démantèlement de la cuve du réacteur

(1) Agence Nationale pour la Gestion des Déchets Radioactifs






104

Benchmark avec les opérateurs allemands

La comparaison directe entre les montants de provisions relatives au nucléaire (déconstruction et aval du cycle) indiqués dans les comptes d’EDF d’un côté et des opérateurs allemands de l’autre se heurte au niveau d’agrégation élevé des provisions sur lequel communiquent les opérateurs allemands

La supériorité du niveau de provisions pour déconstruction des opérateurs allemands, rapporté à la puissance installée, peut provenir de plusieurs facteurs :

L’effet d’actualisation : le parc français étant plus jeune, un effet de décalage de 10 ans dans le temps diminue les provisions de 25 %

Des écarts de périmètre : en Allemagne, les coûts de déconstruction incluent les coûts de construction et d’exploitation d’un bâtiment de stockage des combustibles usés sur site

L’effet de série et de standardisation des processus entraîne un coût de déconstruction de la filière REP plus faible que toutes les autres filières

Des écarts structurels en matière d’organisation et de choix industriels : décentralisation et hétérogénéité des réacteurs en Allemagne versus organisation intégrée et parc standardisé en France

Les spécificités d’EDF expliquent un niveau relatif des charges nucléaires

inférieur à celui de certains autres opérateurs






105

Comparaison réacteur à eau bouillante vs REP REACTEUR A EAU BOUILLANTE(1)

6 réacteurs en Allemagne

Un réacteur à eau bouillante comporte plus de zones contaminées par l’eau du circuit primaire et des zones

générant des déchets nucléaires plus importantes qu’un réacteur à eau pressurisée (REP)

REACTEUR A EAU PRESSURISEE EDF(1)

Zone générant des déchets nucléaires lors de la

déconstruction

Alternateur Turbine

Condenseur






(1) Schéma de principe

106

La gestion des déchets radioactifs

Entreposage sur le lieu de production dans l’attente de la construction d’un centre de stockage à faible profondeur (15 à 200m). Mise en service en 2025

DECHETS DE TRES FAIBLE ACTIVITE

(TFA)

Déchets issus de la déconstruction (gravats, ferrailles, tuyaux)

En surface au centre de l'ANDRA(1) de Morvilliers (Aube)

DECHETS DE FAIBLE ET MOYENNE ACTIVITE A VIE

COURTE

(FMA-VC)

Outils, vêtements, pièces démontées, etc. issus des activités de maintenance ; déchets issus du traitement des effluents liquides et gazeux des centrales en exploitation ; certains déchets de déconstruction

En surface au centre de stockage de l’ANDRA(1) à Soulaines (Aube)

DECHETS DE HAUTE ACTIVITE

(HA-VL)

Structures métalliques renfermant le combustible, certains déchets de déconstruction

DECHETS DE MOYENNE ACTIVITE A VIE LONGUE

(MA-VL)

Matières non valorisables, récupérées après le traitement du combustible usé

Entreposage sur le lieu de production pour les déchets d’exploitation et à l’Installation d’Entreposage et de Conditionnement de Déchets Activés (ICEDA) pour les déchets de déconstruction. Stockage : Centre industriel de stockage géologique (Cigéo). Début de la phase industrielle pilote en 2025

Essentiellement déchets de graphite issus de la déconstruction des centrales de première génération

DECHETS DE FAIBLE ACTIVITE A VIE LONGUE

(FA-VL)

DECHETS A VIE COURTE Leur radioactivité est divisée par 2 sur

une période inférieure

ou égale à 31 ans

90 % des déchets 0,1 % de la radioactivité

DECHETS A VIE

LONGUE Leur radioactivité est divisée par 2 sur

une période supérieure à 31 ans

10 % des déchets 99,9 % de la radioactivité

TYPE DE DECHET EXEMPLE ENTREPOSAGE/STOCKAGE

Entreposage sur le site AREVA de La Hague dans l’attente du Centre Industriel de stockage géologique (Cigéo). Début de la phase industrielle pilote en 2025

(1) Agence Nationale pour la Gestion des Déchets Radioactifs






107

Que couvre la gestion à long-terme des déchets radioactifs ? Le transport et le stockage des déchets radioactifs issus du démantèlement des installations

nucléaires

Le transport et le stockage des déchets radioactifs issus du traitement du combustible irradié à la Hague

Le stockage longue durée et le stockage direct du combustible usé non recyclable à l’échelle industrielle dans les installations existantes

La quote-part d’EDF des charges d’études, de couverture, de fermeture et de surveillance des centres de stockage :

Centres existants pour les déchets de très faible, faible et moyenne activité (TFA et FMA)

Centres à créer pour les déchets de faible activité à vie longue et les déchets de haute et moyenne activité à vie longue (HA-MAVL)






108

Cigéo, le projet de centre de stockage géologique profond réversible des déchets radioactifs français Conformément à l’article L.542-1 du Code de l’environnement, 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. La typologie des déchets est établie selon deux critères :

□ Leur niveau de radioactivité : haute activité, moyenne activité, faible activité et très faible activité

□ Le temps nécessaire pour que la radioactivité des radioéléments contenus soit divisée par deux : déchets à vie courte et à vie longue

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 anticipe le financement de Cigéo en constituant des provisions sécurisées par des actifs dédiés pour garantir que les fonds soient disponibles le moment venu, et 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

Calendrier prévisionnel : □ 18 décembre 2014 : lancement du processus de consultation formelle des exploitants nucléaires sur le projet et sur son devis

□ 1er semestre 2015 : consultation formelle des producteurs de déchets sur le dossier de chiffrage du projet, puis publication d’un arrêté par la Ministre de l’Ecologie, du Développement Durable et de l’Energie sur l’évaluation des coûts

□ 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 mise en service délivrée par l’ASN






109

Innovation : production nucléaire (1/2)

Le projet : dans toute centrale nucléaire, l’étanchéité des circuits et leur résistance à des fortes pressions sont régulièrement testées pour

satisfaire la réglementation et garantir le niveau optimal de sûreté des installations. Afin d’isoler le tronçon de tuyauterie à examiner, il est

généralement nécessaire d’effectuer des découpes et du soudage, ce qui rend les opérations plus complexes et plus longues. Ces contraintes

peuvent désormais être supprimées grâce à un outillage appelé « obturateur multiéléments », développé et breveté par EDF. Une fois introduit

dans la canalisation, il permet de « boucher » provisoirement la tuyauterie sans la moindre modification. L’opération est possible même si le

diamètre du tuyaux à obturer est supérieur à celui de l’orifice par lequel l’outillage est introduit. L’obturateur est « auto-maintenu » et offre la

même étanchéité et résistance aux pressions que les méthodes traditionnelles d’obturation. L’outillage est notamment utilisé lors des épreuves

hydrauliques qui visent à tester l’étanchéité et la robustesse du circuit primaire.

Tester l’étanchéité des circuits sans découpes

Modélisation 3D du principe de fonctionnement

Bénéfices :

- Gain de temps estimé à plusieurs semaines lors des épreuves hydrauliques

(temps d’intervention estimé à 16h au lieu 200h pour la méthode

traditionnelle)

- Réduction des coûts d’intervention et simplification des opérations grâce à la

suppression des activités de soudage, de meulage et de manutention

- Réduction du risque d’exposition aux rayonnements ionisants du fait de la

suppression des examens radiographiques nécessaires pour vérifier la

qualité des nouvelles soudures

Le déploiement du projet : l’outillage a été validé industriellement sur le site

de Cattenom, sera prochainement utilisé à Flamanville et Nogent pour être

ensuite déployé sur l’ensemble du parc nucléaire.






110

Innovation : production nucléaire (2/2)

Le projet : jusqu’à présent, les opérations de chargement et de déchargement du combustible nucléaire ne pouvaient être

réalisées que lors des arrêts de tranches, sur du vrai matériel de manutention situé en zone contrôlée. Afin de renforcer le

dispositif de formation existant, EDF a développé un outil virtuel de simulation de chargement et de déchargement du

combustible. L’outil repose sur un logiciel qui reconstitue l’environnement de travail de chaque acteur de la manutention du

combustible. L’interface de formation est constituée de 5 tablettes tactiles connectées en réseau, une pour chaque

intervenant. Le dispositif permet de perfectionner la coordination des actions des intervenants. Ajustable, il permet

également aux formateurs de modifier le déroulement des exercices en temps réel et de proposer ainsi un entraînement

couvrant tous les scénarii possibles.

Bénéfices :

- Possibilité d’organiser des sessions de formation à tout moment, de façon déconnectée des arrêts de tranches

- Suppression de toute exposition aux rayonnements ionisants grâce à des séances de formation hors zone nucléaire

- Sécurisation du planning des arrêts de tranche grâce à des exercices de simulation plus fréquents

Le déploiement du projet : s’appuyant sur des technologies standards (tablettes), ce dispositif de formation peut être

déployé sur n’importe quelle centrale nucléaire. En 2015, l’outil sera mis à la disposition des centrales du pallier 900 MW,

puis élargi à d’autres sites.

Formation virtuelle « Manutention du combustible »






111


Production

Nucléaire

Renouvelable

Points-clé 112

Production hydraulique et innovations 114

Production nouvelles énergies renouvelables et innovations 122


112

Un leader dans l’hydroélectricité et les autres énergies renouvelables Leader de la production hydroélectrique en Europe

• 239 barrages et 436 centrales hydroélectriques EDF en France continentale

• 47 centrales hydroélectriques en Italie

Architecte et maître d’œuvre sur les projets hydrauliques internationaux

• EDF détient 40 % de Nam Theun 2 Power Company (NTPC), propriétaire du complexe hydroélectrique de Nam Theun 2 (total de 1 070 MW)

• 12 décembre 2014 : EDF, à travers sa filiale EDF Norte Fluminense, entre à hauteur de 51 % dans la Compagnie Energétique de SINOP, en charge de la construction et de l’exploitation de l’aménagement hydroélectrique de SINOP (400 MW), dans le nord de l’Etat du Mato Grosso, au Brésil. La construction du barrage a démarré au printemps 2014 et sa mise en service commerciale est prévue au deuxième semestre 2017

Acteur majeur sur le marché des énergies vertes

• Le groupe EDF figure parmi les 5 leaders mondiaux en matière d’énergies renouvelables grâce à un parc installé de plus de 28 GW (principalement en hydraulique)

• EDF Energies Nouvelles (EDF EN) se développe historiquement en Europe et en Amérique du Nord. Depuis 2012, le Groupe a pris position dans de nouveaux pays, tels que l’Afrique du Sud, le Maroc, Israël, la Pologne et l’Inde

Énergie éolienne et solaire photovoltaïque : soutenir une industrie en croissance

• Eolien offshore : en France, le consortium mené par EDF EN a remporté en avril 2012 trois des quatre sites attribués dans le cadre du premier appel d’offres lancé en 2011 par le gouvernement français (1 500 MW)

Renouvelable Hydraulique Points-clé Nouvelles énergies renouvelables Production

113

EDF : des positions majeures dans les énergies renouvelables

(1) Hors Corse et outre-mer

Note : Tous les chiffres sont consolidés

Sources : EDF, EDF EN

65 MW 230 MW 303 MW

931 MW

326 MW

1 870 MW 1 101 MW

356 MW

210 MW

3 MW 464 MW

48 MW

Un portefeuille renouvelable diversifié avec environ 28 GW(1) de capacité nette installée

19 947 MW

1 360 MW

69 MW

MW Hydraulique MW Autres renouvelables

49 MW

60 MW

Capacités nettes consolidées au 31 décembre 2014

228 MW

8 MW

Renouvelable Hydraulique Points-clé Production

Inde

Nouvelles énergies renouvelables

114

L’hydroélectricité dans le groupe EDF

Renouvelable Hydraulique Points-clé Production Nouvelles énergies renouvelables

(1) Incluant les activités de SEI et la centrale électrique de la Rance, hors EDF EN

(2) Le chiffre EDF EN inclut l’ensemble des capacités installées au niveau mondial, y compris la France

(3) Y compris 125 MW en Suisse

Note : ces chiffres incluent les participations minoritaires

~1 070

Nam Theun 2

Capacité installée à fin 2014 (données non consolidées)

~20 387

~74

~1 358

~2

~69

~30

~2 545

Estag

Alpiq

Edison(3)

Fenice

EDF SA(1)

EDF EN(2)

EDF Luminus En MW

115

Le parc hydroélectrique en France d’EDF

(1) Production nette du pompage : la consommation d’électricité nécessaire au fonctionnement des stations de transfert d’énergie par pompage (« STEP ») s’élève à 7,9 TWh en 2014,

ce qui conduit à une production hydraulique non réduite de la consommation liée au pompage de 45,4 TWh, et comprenant la production marémotrice de la Rance (518 GWh).

Le parc hydraulique d’EDF en France continentale comprend 436 centrales avec un âge moyen de 70 ans

Production nette 2014 = 37,5 TWh(1) (hors Corse et Outre-mer correspondant à 1,3 TWh en 2014)

Atouts de l’hydroélectricité :

Rapidité, disponibilité et souplesse

Énergie renouvelable : économie annuelle de 3,23 millions de

TEP (tonnes équivalent pétrole)

Capacité à stocker l’eau (énergie de pointe, source froide pour

la production thermique et nucléaire)

Capacité de fourniture de services système pour le réseau

(réglage fréquence et tension)

Renouvelable Hydraulique Points-clé Production Nouvelles énergies renouvelables

116

Différents types de centrales hydroélectriques

Fil de l’eau

Pas de capacité de stockage

La production d’énergie ne dépend que des apports d’eau du moment

Eclusée

Réserve d’eau de taille moyenne, destinée à une utilisation ponctuelle en cours de semaine ou de journée

Production concentrée sur les heures de pointe

Aménagement de lac

Importante capacité de stockage

Influence sur les centrales en aval, ce qui nécessite une gestion par vallée (situées dans les massifs montagneux)

Station de transfert d’énergie par pompage (STEP)

L’eau est pompée d’un bassin aval vers un bassin amont pour créer une réserve disponible durant les heures creuses

L’eau est ensuite « turbinée » du bassin amont vers le bassin aval pendant les périodes de forte demande

EDF dispose de nombreuses centrales hydroélectriques, capables de répondre à la demande de base et de pointe, conçues pour optimiser l’utilisation des ressources en eau

Renouvelable Hydraulique Production Points-clé Nouvelles énergies renouvelables

117

Le parc hydroélectrique en France d’EDF

8,8

3,6

3,1

4,2

0,24

Aménagement de lacs STEP

Fil de l’eau

Eclusées

Capacité installée ~20 GW(1)

20 % de la capacité globale de production d’EDF en France

15,8

17,1

8,8

1,1 0,5 Aménagement de lacs

STEP

Fil de l’eau

Eclusées

Productible moyen(3) : ~43,5 TWh

10 % de la production moyenne d’EDF en France

En GW En TWh

(1) Hors Corse et outre-mer, soit 440 MW

(2) Usine marémotrice de la Rance qui fournit de l’électricité en utilisant le mouvement ascendant et descendant de la marée

Marémotrice(2) Marémotrice(2)

(3) Productible hydraulique moyen : quantité d’énergie maximale que l’on peut produire à partir

des apports hydrauliques (pluie, neige) sur un an, en moyenne sur la période 1960-2010


118 (1) Productible hydraulique : quantité d’énergie maximale que l’on peut produire à partir des apports hydrauliques (pluie, neige) d’une période donnée

Un productible hydraulique variable selon la météorologie En TWh

1989 : plus faible productible(1) annuel de ces 25 dernières années 1994 : plus fort productible(1) annuel de ces 25 dernières années

0

1

2

3

4

5

6

7

8

jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc.

1989 - 30,5TWh

1994 - 53,2TWh

2013 - 48,0TWh

2014 - 43,6TWh


119

Concessions hydroélectriques dans le cadre de la loi sur la Transition Energétique Le Ministère de l’Écologie, de l’Énergie, du Développement durable et de la Mer a annoncé le 22 avril 2010 le périmètre du

renouvellement des concessions hydroélectriques : dix concessions d’une puissance cumulée de 5 300 MW (environ 20 % de la puissance du parc hydroélectrique français), dont 4 300 MW exploités par EDF, sont concernées

Afin de regrouper les concessions par vallée, l’Etat a décidé d’anticiper le terme d’environ la moitié des concessions d’EDF (2 150 MW et 3,5 TWh environ). Le manque à gagner pour le concessionnaire sortant, résultant de la cessation anticipée de l’exploitation de la concession, sera indemnisé en application des dispositions prévues dans les cahiers des charges des concessions

Le projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte, adopté en première lecture par l’Assemblée Nationale le 14 octobre 2014, complète le dispositif existant de mise en concurrence, en offrant la possibilité à l’Etat :

De regrouper les concessions formant une « chaîne d’aménagements hydrauliques liés » et de déterminer pour les concessions regroupées une date commune de fin de concession ; cette date doit garantir au concessionnaire existant l’équilibre économique

De créer des sociétés d’économie mixte (SEM) hydrauliques, constituées d’opérateurs privés et d’un pôle public (Etat, Collectivités locales, etc) actionnaires chacun à hauteur de 34 % minimum

De prolonger certaines concessions moyennant des investissements de la part des exploitants en lien avec la transition énergétique

EDF se prépare à présenter sa meilleure offre pour chaque concession, alliant amélioration énergétique, prise en compte de l’environnement (ressource en eau, milieux aquatiques, etc.), rémunération de l’État et des collectivités au travers de la redevance et développement du territoire, tout en garantissant la sûreté et en prenant en compte le volet social


120

Innovation : production hydraulique (1/2)

Le projet : dans le cadre du renouvellement de la concession de Monistrol d’Allier, EDF a co-construit,

en lien étroit avec les acteurs du territoire, un projet de reconfiguration du barrage de Poutès de grande

ampleur. Objectif : concilier l’activité de production d’électricité sans CO2 avec la préservation de la

biodiversité unique de l’Allier. Innovant à maints égards, le projet se distingue par son mode de

gouvernance favorisant le consensus par l’association des acteurs concernés (Etat, élus, associations

environnementales, experts en biodiversité, etc.) à la prise de décisions stratégiques. Sur le plan

technique, le projet s’appuie sur une combinaison innovante de solutions complémentaires dont :

- Rabaissement de la retenue de 17 à 4 mètres permettant à l’Allier de retrouver son profil de rivière

sauvage

- Construction de passes facilitant la remontée et la descente de la rivière aux poissons

- Aménagements pour faciliter le transit des sédiments nécessaires à l’équilibre de la rivière

Une fois la reconfiguration achevée, l’intégration de l’ouvrage dans l’écosystème de l’Allier fera l’objet

d’un suivi scientifique poussé.

Gains :

- 85% de production électrique conservée par rapport à l’ancien ouvrage

- Aménagement hydroélectrique exemplaire conciliant les enjeux économiques et environnementaux

Le déploiement du projet :

La méthode de travail et de gouvernance avec les acteurs des territoires est directement applicable à

d’autres projets d’aménagement hydroélectrique.

Le nouveau Poutès : projet construit pour et par le territoire

Le barrage dans sa future reconfiguration.

Le nouvel ouvrage passera d'une hauteur de 17 m

actuellement à 4 m.

Le barrage de Poutès actuellement.


121

Innovation : production hydraulique (2/2)

Gains :

- Gestion plus efficiente des étiages permettant de préserver la ressource en eau et la production d’électricité

- Optimisation financière pour les collectivités : grâce à des lâchers d’eaux plus efficaces, les collectivités maîtrisent les dépenses liées au

soutien d’étiage

Le déploiement du projet : E-tiage est actuellement en test sur la vallée du Lot. Il sera proposé aux collectivités assurant la maîtrise d'ouvrage

du soutien d'étiage dans le Sud-Ouest en 2015, pour un test en 2016.

Soutien d’étiage en ligne Lâchers d’eau sur un barrage hydraulique

Le projet : les barrages hydroélectriques jouent un rôle majeur dans la régulation des débits de

cours d'eau. En effet, lorsque les débits atteignent des niveaux exceptionnellement bas (appelés

étiages), ils peuvent être soutenus par des lâchers d'eau. Pour accompagner les maîtres d'ouvrage

(Conseils Généraux, Syndicats de rivière,...) dans cette activité, EDF a développé une application

informatique appelée E-tiage permettant de simuler des lâchers d’eau et d’en constater les effets

sur la rivière. Disposant d’accès aux données hydrologiques actualisées en continu, l’outil réalise

des prévisions fiables et assiste les décideurs dans l'élaboration des consignes de soutien d’étiage.

PERFLEX : optimisation en temps réel de la production hydroélectrique de la vallée du Rhin

Le projet : EDF a développé un système de pilotage appelé PERFLEX qui optimise la contribution des 10 usines de la vallée du Rhin en temps

réel pour assurer un suivi de puissance de la vallée, garantissant ainsi la stabilité du réseau électrique. Cette solution permet également de

fournir 10 % de la réserve secondaire nationale (mobilisable pour maintenir l’équilibre entre production et consommation d’électricité).

Gains : l’innovation génère un gain financier de 3 M€ (fourniture de réserve et meilleur suivi du programme).

Le déploiement du projet : l’innovation peut s’appliquer aux autres ouvrages enchainés au fil de l’eau et est sur le point d’être brevetée pour

être exportée à l’international, dans le cadre d’appels d’offres par exemple.


122

3 423

7 517

EDF Énergies Nouvelles : évolution des indicateurs opérationnels et financiers depuis 2010

6,1

9,8

460

690

EBITDA Production totale

2010 2014

En TWh En millions d’euros

2010 2014 2010 2014

x1,6

Capacités installées brutes

En MW

x1,5 x2,2

Renouvelable Hydraulique Nouvelles énergies renouvelables Production Points-clé

123

Capacité installée nette d’EDF EN au 31 décembre 2014

Source : EDF EN

(1) Dont 50 MW nets en Afrique du Sud, 73 MWc nets en cours de construction au Chili et 40 MWc nets en Inde

NB : MWc : Megawatt crête (puissance fournie dans des conditions de température et d’ensoleillement standardisées)

Eolien en exploitation (MW)

Solaire en exploitation (MWc)

Eolien et solaire en construction (MW)

Autres filières

En exploitation 208 MW

En construction 19 MW

Brute Nette Capacité installée : 7 517 MW 5 112 MW

Capacité en construction : 2 204 MW 1 885 MW(1)

Total : 9 721 MW 6 997 MW

47 MWc 230 MW 303 MW

11 MW

247 MW 77 MWc

314 MW 12 MWc 44 MW

1 695 MW 89 MWc 1 077 MW

185 MW 19 MW

30 MW

228 MW 24 MW

3 MW

440 MW 23 MWc 274 MW

48 MW 86 MW

49 MWc 60 MW

666 MW 211 MWc 108 MW

8 MWc


Inde

124

EDF EN : capacité installée et en construction, par filière, au 31 décembre 2014

(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

En MW Brute(1) Nette(2)

au 31/12/2013 au 31/12/2014 au 31/12/2013 au 31/12/2014

Éolien 5 735 6 554 4 019 4 388

Solaire 645 727 542 516

Hydraulique 80 77 77 74

Biogaz 70 78 65 73

Biomasse 62 62 54 54

Cogénération 19 19 7 7

Capacité installée totale 6 611 7 517 4 764 5 112

Éolien en construction 1 767 1 735 1 434 1 635

Solaire en construction 191 450 116 231

Autres en construction 28 19 28 19

Capacité en construction totale 1 986 2 204 1 578 1 885

Total 8 597 9 721 6 342 6 997


125

EDF EN : évolution des capacités nettes installées

Mises en service en 2014

Eolien

États-Unis 361 MW nets

Canada 484 MW nets

France 75 MW nets

Turquie 71 MW nets

Mexique 30 MW nets

Royaume-Uni 12 MW nets

Photovoltaïque

États-Unis 39 MW nets

Israël 34 MW nets

Inde 8 MW nets

France 5 MW nets

Principales acquisitions en 2014

Autres filières

France 7 MW nets

États-Unis 1 MW net

France

Plein Vents 70 MW nets

Brutes Nettes

Capacités mises en service 1 289 MW 1 127 MW


126

EDF EN : capacités nettes cédées

(1) Départements d’Outre-Mer

(2) Dont cessions : 798,5 ; dont réintégration Plein Vents pour (70,4)

En MW 2013 2014 France - (70)

Allemagne - -

Royaume-Uni 58 29

Italie - 108

Turquie - 38

Etats-Unis 103 197

Canada 115 309

Mexique 162 -

Total éolien 438 610

France + DOM(1) 28 -

Italie 10 19

Canada - -

Etats-Unis - 99

Total photovoltaïque 38 118

France 4 -

Total hydraulique 4 -

Total 480 728(2)


127

Exploitation & Maintenance(1) au 31 décembre 2014

(1) MW correspondant aux centrales de production d’énergies renouvelables dont EDF EN assure l’exploitation-maintenance (supervision des centrales, suivi des

productions, maintenance préventive et corrective…) pour son propre compte et pour le compte de tiers

na : non applicable

En MW 2013 2014 ∆ MW ∆%

Etats- Unis 6 191 7 480 1 289 21 %

Canada 1 124 1 807 683 61 %

Mexique 68 68 - -

Total Amérique 7 383 9 354 1 971 27 %

France 1 390 1 441 51 4 %

Royaume-Uni 67 164 97 143 %

Grèce 150 150 - -

Italie - 599 599 na

Pologne 48 48 - -

Total Europe 1 656 2 402 746 45 %

Total E&M 9 039 11 756 2 717 30 %


128

Innovation : production renouvelable (1/2)

Le projet : à la demande d’EDF EN, les équipes du R&D UK Center ont livré une solution clé en main de mesure du vent, le LIDAR(1) flottant, visant à améliorer l'évaluation du productible des parcs éoliens off shore en France et au Royaume-Uni. Il s’agit d’une solution de mesure par laser, basée sur un flotteur, moins chère, plus mobile et plus performante que les mâts météorologiques traditionnels fixés dans le sol marin. Le Lidar est ainsi capable de mesurer la vitesse du vent jusqu'à 200 m de hauteur, soit au plus haut de la pale de l’éolienne, contre 100 m pour le mât classique. Il devient possible également d’effectuer des mesures sur des parcs situés en eaux profondes (contre 50 m pour le mât traditionnel). Gains : parce qu’il n’est pas ancré au sol, le LIDAR peut être facilement déplacé et réutilisé sur plusieurs sites, diminuant ainsi le coût des mesures du vent (8 M€ d’économie par rapport à un mât météorologique).

Le déploiement du projet : deux produits ont été commandés pour les sites de Fécamp et de Courseulles-sur-mer dans la Manche. Un 3ème projet envisage son utilisation en méditerranée. L’équipe du R&D UK center a sélectionné la bonne technologie de rupture, l‘a adaptée au besoin, et a certifié la qualité des données. Cette démarche a été ponctuée par la signature d’un contrat cadre avec sécurisation des prix sur 5 ans.

(1) LIDAR : acronyme calqué sur le RADAR, signifie Light Detection And Ranging : c’est un rayon laser qui se reflète sur les particules de l’air en mouvement et permet par effet Doppler

de connaitre la vitesse et la direction du vent, à distance

Eolien offshore : une révolution dans la mesure du vent en mer


129

Innovation : production renouvelable (2/2)

Le projet : la centrale de Badaling, près de Pékin, est un démonstrateur visant à optimiser la technologie du solaire à concentration (CSP) pour la production d’électricité. Avec une capacité de 1,5 MW, Badaling est aujourd’hui la première centrale de cette échelle en Asie. Ce système répond aux problèmes d'intermittence liés à l'énergie solaire. Des miroirs font converger l'énergie du soleil vers un tube contenant un fluide qui chauffe et permet de former de la vapeur d'eau entraînant une turbine couplée à un alternateur. Un système de stockage sous forme d'huile et de vapeur permet de prolonger de plusieurs heures le fonctionnement de la centrale, même au-delà du coucher du soleil.

La centrale solaire à concentration de Badaling

Applications pour EDF : un programme de recherche commun a été engagé dès 2012 entre l'Institute of Electrical Engineering de l'Académie des Sciences Chinoise (IEE-CAS) et EDF, via le centre R&D de Pékin. Un nouvel accord a été signé en 2014 qui prolonge et étend le premier. Ce partenariat est une opportunité pour le groupe EDF de monter en compétence dans le domaine du solaire thermodynamique dans une perspective d'investissement du groupe EDF à court-terme.

Un des enjeux sera de faire évoluer les moyens de modélisation de la R&D en utilisant les mesures réalisées lors des expérimentations sur le site de Badaling.


130

Thermique


Production

Nucléaire

Renouvelable

Panorama général 131

Zoom sur la France 133

Zoom sur l’International 136

Innovations dans le domaine de la production thermique 137


131

La production à base d’énergies fossiles reste la première source d’électricité dans le monde

Source : IEA 2014 World Energy Outlook – New Policies Scenario

Production Zoom sur la France Panorama général Zoom sur l’international

En TWh

Centrales thermiques

0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000

Pétrole

Autres énergies renouvelables

Nucléaire

Hydro

Gaz

Charbon

2040

2035

2020

2012

Innovations

132

EDF est bien positionné pour relever les nouveaux défis de la production thermique L’expérience d’EDF dans la production thermique se reflète dans les actifs existants ainsi que dans ses

investissements, en France comme à l’international

Une part importante du mix énergétique du Groupe (26 % de capacités installées) variable selon les pays (13 % de la capacité installée d’EDF en France et environ 74 % en Italie)

Développement de centrales / d’IPPs (Independent Power Plants) en Asie (Chine, Vietnam), Amérique du Sud (Brésil) et Europe

Développement des moyens de production gaz : construction de CCG (4 en France et 3 au R-U)

Le thermique contribue à la stratégie bas carbone du Groupe

Développement de cycles combinés gaz plus performants (réduction de 30 % des émissions de CO2 par kWh produit, trois fois moins d’oxydes d’azote et très peu de soufre et de poussières)

Engagement dans la technologie charbon haut rendement avec de meilleures performances environnementales (partenariat avec Datang pour la construction et l’exploitation d’une centrale charbon supercritique de 2 000 MW à Fuzhou)

Modernisation des tranches charbon en France les plus récentes pour prolonger leur durée de vie jusqu'en 2035, augmenter leur disponibilité et leurs performances

Arrêt définitif d’exploitation des 10 tranches charbon les plus anciennes entre mars 2013 et avril 2015

R&D sur la technologie de captage du carbone (CCS), avec une unité pilote au Havre

Le développement du thermique s’appuie sur les meilleures technologies disponibles

En 2013 en France : début de la construction du CCG de Bouchain (575 MW), pour une mise en service prévue en 2016. Ce CCG sera le premier équipé de la turbine à grande puissance développée par GE, la 9HA . Cette nouvelle technologie permet d’atteindre une puissance maximale en moins de 30 min avec un rendement particulièrement performant (61%)

Le saviez-vous ?

Parc existant d’EDF

~35(1) GW Installé dans le monde

~ 22 GW de centrales charbon et

fuel

~ 13 GW de centrales gaz (incluant la cogénération)

(1) Capacité de production nette au 31 décembre 2014

Production Zoom sur la France Panorama général Zoom sur l’international Centrales thermiques Innovations

133

328

102

17

Emissions spécifiques de CO2 du groupe EDF comparées à celles du secteur en Europe

(1) Source : étude PWC - décembre 2014

(2) France métropolitaine et SEI, hors production insulaire

Europe (2013)(1)

Groupe EDF (2014)

EDF (2014)(2)

g/kWh


134

Le parc thermique d’EDF en France métropolitaine

Le Havre Bouchain

Vaires /Marne

Porcheville

Blénod

Aramon

Martigues

Dirinon

Brennilis

Cordemais Arrighi

Montereau

Gennevilliers

Paris

6 5

4 2 3 5

2 3 4

1 2

1 2 3 4

4

1 2 3

1 2

1 2

1 2

1

• Centrales charbon

3 tranches de 600 MW

• Centrales au fuel



• CCG

3 CCG pour un total de 1 360 MW

575 MW de CCG en construction (Bouchain en 2016)

• Turbines à combustion

13 turbines pour un total de 1 843 MW

~ 10 GW(1) (hors DOM et Corse) répartis en :

(1) Données au 30 avril 2015


135

Un projet industriel pour une meilleure performance environnementale

12

0

2

4

6

8

10

1990 2000 2010 2016 2020

1200

1000

800

600

400

200

0

Emissions atmosphériques du parc thermique en France

(kg/MWh)

Poussières

Oxydes d’azote (NOx)

Oxydes de soufre (SOx)

CO2

(kg CO2/MWh)


136

Parc thermique du groupe EDF

Les puissances indiquées sont des capacités installées nettes.

Capacité installée du groupe EDF

en 2014 (hors Dalkia)

Réalisations d’EDF cédées par la suite

VIETNAM 403 MW CCG Phu My (2005)

CHINE 1 728 MW Laibin (2000) Shandong (Heze & Liaocheng) (2003-04) partenariat Sanmenxia (depuis 2009) Fuzhou (en construction)

EGYPTE 1 360 MW GAZ Suez & Port Saïd (2003)

MEXIQUE 2 300 MW

CCG Altamira 2 CCG Rio Bravo 2-3-4

CCG Saltillo (2001 à 2005)

BRESIL 810 MW

CCG Norte Fluminense (2004)

GRANDE BRETAGNE 5 480 MW

CCG West Burton (2012)

PAYS-BAS 435 MW CCG Sloe (2010)

ITALIE 4 126 MW CCG Piombino (2000) Repowering CCGT (7 projets 2004-2012) CCG Candela et Altomonte (2005), Torviscosa (2006), Simeri Crichi (2007) Repowering Porto Viro (2013)

POLOGNE 2 510 MW CCG Zielona Gora (2004)

BELGIQUE 906 MW TAC HAM GT3 (2008)

FRANCE 9970 MW

CCG Blénod (2011) Repowering CCG Martigues

5 et 6 (2011-2013) CCG Bouchain (2016)

HONGRIE 810 MW CCG Ujpest (2002) CCG Kelenfold (2006)

Légende :

ESPAGNE 94 MW


137

Innovation : production thermique

Le projet : dans une centrale thermique, les systèmes de pompage sont essentiels pour

le bon fonctionnement des installations. Les règles d’exploitation stipulent qu’avant toute

intervention technique les pompes soient isolées du fluide sortant (par exemple eau à

hautes pression et température) par une double barrière. L’enjeu est de garantir la

sécurité des intervenants. La plupart des pompes des centrales les plus récentes sont

équipées de deux vannes permettant de fermer le conduit d’évacuation des fluides. Les

centrales plus anciennes ne sont équipées que d’une seule vanne d’isolement. Il est

alors nécessaire d’arrêter la production pour intervenir. Les équipes de la centrale

thermique de Bouchain ont conçu un dispositif permettant d’isoler ces équipements alors

que la tranche est en marche, et ce, de façon sûre et dans le respect des règles

d’exploitation. La solution consiste en l’introduction d’un élément mécanique conçu pour

bloquer de l’intérieur les parties mobiles de la pompe et prévenir ainsi l’arrivée des

fluides.

Maintenance sans arrêt de production

Bénéfices :

‐ Plusieurs jours d’indisponibilité évités grâce au maintien de la tranche en marche tout au long de la maintenance de la pompe (soit, dans

certains cas, jusqu’à 75 jours)

‐ Facilité d’intervention : pose et dépose du système de blocage en 4 heures lors d’un arrêt de week-end

‐ Solution mécanique, facile à déployer sur d’autres sites et peu coûteuse

Le déploiement du projet :

Après une première utilisation à la centrale thermique de Bouchain en 2013, cette solution innovante va être déployée sur l’ensemble du

parc thermique.

Maintenance des pompes dans une centrale thermique


138

Production


142

143

Zoom Transport

Zoom Distribution


139 Panorama général

147 Innovations dans le domaine des réseaux

Activités principales d'EDF Production Réseaux Gaz Services énergétiques Optimisation - Trading et Commercialisation

139

Une expertise-clé dans les réseaux

Transport d’électricité France : au travers de RTE, gestionnaire du réseau français de transport d’électricité, qui possède plus de

100 000 km de lignes à haute et très haute tension et 46 lignes transfrontalières

Distribution d’électricité France : au travers d’ERDF avec ~1,3 millions de km de lignes, Électricité de Strasbourg (14 000 km) et

EDF SEI (35 415 km)

Hongrie : au travers de Demasz ZRt qui possède près de 32 200 km de lignes à haute, moyenne et basse tension et assure les activités régulées de distribution d’électricité dans la région sud-est du pays (19,6 % du territoire)

Une utilisation accrue de la gestion déléguée : par exemple, un accord a été signé avec le distributeur russe Rosseti pour étudier l’opportunité de gestion conjointe de réseaux dans une des régions russes. En 2014, EDF International Networks et Rosseti ont signé un accord pour étendre le cadre de leur coopération

Le modèle d’activité évolue pour prendre en compte la production décentralisée croissante et permettre aux consommateurs de surveiller leur consommation

Réseaux Zoom transport Panorama général Innovations Zoom distribution Activités principales d'EDF

140

Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics d’Électricité (TURPE) Le principe général du TURPE est de couvrir les charges d'exploitation et la rémunération du capital.

TURPE Distribution

Par décision de la CRE du 12/12/2013, les nouveaux tarifs d’acheminement TURPE 4 HTA-BT sont entrés en vigueur le 1er janvier 2014 pour une durée de 4 ans. Les tarifs d’acheminement pour le réseau de distribution ont augmenté de + 3,6 % en moyenne au 1er janvier 2014, et seront par la suite ajustés automatiquement au 1er août de chaque année sur la période 2014-2017. L’application de ce mécanisme a conduit, en 2014, à une baisse de 1,3 % des tarifs à compter du 1er août 2014

La Commission de Régulation de l’Energie (CRE) a reconduit le mécanisme du Compte de régulation des charges et des produits (CRCP) permettant de mesurer et de compenser, pour des postes préalablement identifiés et jugés difficilement prévisibles ou maitrisables, les écarts entre les réalisations et les prévisions sur lesquelles sont fondés les tarifs

Le régulateur a souhaité renforcer le cadre existant de régulation pluriannuelle incitant ERDF à améliorer la maîtrise de ses coûts, la qualité d’alimentation et la qualité du service rendu aux utilisateurs

TURPE Transport

Le tarif actuel d’utilisation du réseau public de transport (TURPE 4 HTB), défini par la délibération de la CRE du 03/04/2013, est entré en vigueur le 1er août 2013. Après une hausse de 2,4 % à la date de son entrée en vigueur, le revenu tarifaire de RTE a baissé de

1,3 % au 1er août 2014. Une évolution de ce tarif en fonction de l’indice des prix à la consommation aura lieu au 1er août 2015 et 2016

La rémunération des capitaux se fonde sur la rémunération d’actifs regroupés dans la Base d’Actifs Régulés (BAR, estimée au 1er janvier 2014 à 12 143 M€) au taux nominal avant impôts de 7,25 % pour la période tarifaire 2013-2016

Comme pour le TURPE Distribution, la CRE a reconduit le mécanisme de CRCP pour le TURPE Transport, dont le fonctionnement et les conditions sont identiques à ceux du TURPE Distribution


141

Base d’actifs régulés en France

(1) IPC : indice des prix à la consommation France entière hors tabac de l’année N-1

K : terme d’apurement annuel du CRCP, dans une limite de +/- 2 % (CRCP : Le mécanisme de CRCP (Compte de Régularisation des Charges et des Produits) permet de

corriger, d’une année sur l’autre, les écarts entre les charges et les produits prévisionnels et ceux réellement constatés)

(2) Hors immobilisations financières et immobilisations en cours. Concernant la distribution, en Turpe 3, seuls les amortissements industriels étaient tarifés ; depuis Turpe 4, la

provision pour renouvellement ainsi que l’ensemble des amortissements sont tarifés

(3) Différence entre les actifs régulés et la somme des comptes spécifiques, des provisions pour renouvellement et des subventions d’investissement

Transport

VNC des immobilisations(2) =

46,3 Mds€

VNC des capitaux propres(3) =

3,7 Mds€

Distribution

Base d’Actifs Régulés

au 01/01/2015

Taux de rémunération

nominal avant impôts

Marge sur actifs : 2,5 %

Taux sans risque : 6,1 %

+3,6 % au 01/01/2014

-1,3 % au 01/08/2014

VNC des immobilisations(2) =

12,8 Mds€ 7,25 %

+2,4% au 01/08/2013

-1,3 % au 01/08/2014

Indexation

IPC + K(1)


142

TURPE Transport : détail des charges / revenus et évolution de la BAR (selon délibération CRE TURPE 4 Transport du 3 avril 2013)

(1) BAR en cours au 1er janvier de chaque année : la BAR progresse au rythme des investissements mis en service et diminue des dotations aux amortissements couvertes par

les tarifs, des subventions d’investissement et des produits constatés d’avance de la part de la filiale Arteria de RTE

En millions d’euros courants 2015 2016

Revenu tarifaire 4 397 4 495

Charges à recouvrer par le tarif 4 369 4 555

En millions d’euros courants 2015 2016

Base d’Actifs Régulés (BAR)(1) 12 688 13 332

dont investissements 1 711 1 769

dont amortissements (728) (772)

Evolution des charges à recouvrer prévue dans le TURPE Transport pour 2015 et 2016

Evolution de la BAR prévue dans le TURPE Transport pour 2015 et 2016

Indexation annuelle TURPE 4 (IPC + K). Le tarif sera 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 revenu tarifaire de RTE a baissé de 1,3 % au 1er août 2014

Indexation annuelle au 1er août fondée sur la formule : IPC + K

IPC = Index des prix à la consommation France entière hors tabac de l’année N-1

K = terme d’apurement annuel du CRCP (dans une limite de +/-2 % ; les montants non apurés étant le cas échéant reportés

sur l’exercice suivant)


143

TURPE Distribution : détail des charges / revenus et évolution de la BAR (selon délibération CRE TURPE 4 Distribution du 12 décembre 2013)

(1) BAR au 1er janvier de chaque année : La BAR augmente chaque année principalement de l’ensemble des investissements mis en service et diminue des amortissements.

(2) CPR au 1er janvier 2014 de chaque année : Les CPR évoluent principalement des investissements mis en service et diminuent des dotations nettes aux amortissements et aux

provisions pour renouvellement ainsi que des participations de tiers reçues dans l’année

Evolution des charges à recouvrer prévue dans le TURPE Distribution sur la période 2015-2017

Indexation annuelle TURPE 4 (IPC + K). Le tarif sera ajusté chaque année à la date anniversaire de mise en place du TURPE

4 : après une hausse initiale au 1er janvier 2014 de 3,6 %, le revenu tarifaire de ERDF a baissé de 1,3 % au 1er août 2014 Indexation annuelle au 1er août fondée sur la formule : IPC + K

IPC = Index des prix à la consommation France entière hors tabac de l’année N-1

K = terme d’apurement annuel du CRCP (dans une limite de +/-2 % ; les montants non apurés étant le cas échéant reportés

sur l’exercice suivant)

En millions d’euros courants 2015 2016 2017

Revenu tarifaire 13 105 13 542 13 949

Charges à recouvrer par le tarif 13 140 13 531 13 900

En millions d’euros courants 2015 2016 2017

Base d’Actifs Régulés (BAR)(1) 47 289 49 063 50 825

dont investissements (hors Linky) 3 378 3 466 3 547

dont amortissements et provisions pour renouvèlement (2 416) (2 496) (2 578)

Capitaux Propres Régulés (CPR) (2) 4 608 5 395 6 413

Evolution de la BAR et des CPR prévue dans le TURPE Distribution sur la période 2015-2017


144

Chiffres-clé ERDF

En millions d’euros 2013 retraité 2014 ∆%

Chiffre d’affaires 13 811 13 280 -3,8 %

EBITDA 3 616 3 531 -2,4 %

Résultat net courant 810 697 -14,0 %

Investissements opérationnels bruts 3 177 3 208 +1,0 %


145

Le déploiement des compteurs communicants Linky

Le projet □ Installations à partir de fin 2015 avec un objectif de 35 millions de compteurs (soit 90 %) posés d’ici 2021

□ Montant d’investissement estimé à 5 Mds€ sur la période de déploiement 2014-2021

□ 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.)

La tarification du projet est décrite dans la délibération de la CRE du 17 juillet 2014 sur Linky, publiée au JO le 30 juillet 2014

□ Régulation spécifique sur une période de 20 ans (BAR Linky dédiée)

□ Taux de rémunération nominal des actifs avant impôts de 7,25 % et prime additionnelle de 3 % conditionnée par le respect des coûts, des délais et la performance du système

□ Mise en place d’un différé tarifaire des revenus liés à Linky jusqu’en 2022, rémunérés à 4,6 % et apurés totalement en 2030

Dernières avancées □ Adjudication des appels d’offres de fourniture de 3 millions de compteurs à 6 industriels en août 2014

□ Appel d’offres relatif à la pose des compteurs en cours. Pour les premières poses, les marchés ont été attribués début avril 2015. Un second appel d'offres est en cours pour des phases de pose en 2016


146

Le cadre réglementaire sur les compteurs intelligents en France, Grande Bretagne et Italie

France(1) Grande Bretagne Italie

Responsables

du déploiement Distributeurs Fournisseurs d’électricité Distributeurs

Entité

régulatrice

CRE (délibération du 17/07/2014)

Cadre réglementaire spécifique sur

une période de 20 ans

Département de l’Energie et du Changement

Climatique (DECC) avec Ofgem responsable de la

surveillance du rendement et de la conformité

Depuis 2000 : déploiement à l’initiative d’Enel

Depuis 2006 : processus complètement réglementé

par l'Autorité de l‘Electricité et du Gaz

Objectifs

35 millions de compteurs (soit

90 %) posés d’ici 2021. Régulation

incitative basée sur 3 domaines de

performance (respect des délais,

maîtrise des coûts et qualité des

services) avec primes ou pénalités

Prendre « toutes les mesures raisonnables » pour couvrir 100% des clients résidentiels et petites entreprises d’ici 2020, avec des amendes significatives pour le non-respect des étapes et des objectifs. 53 millions de compteurs(2) à installer et des écrans avec les infos énergétiques en temps réel qui doivent être offerts aux clients

Déjà atteints : l’Italie a été un pays précurseur et

aujourd’hui la diffusion des compteurs intelligents

dépasse 95 %, en cohérence avec les objectifs fixés

par l’Autorité (95 % à fin 2011)

Etat du projet

Installations à partir de fin 2015. Pour

les premières poses, les marchés ont

été attribués en avril 2015. Un 2ème

appel d'offre est en cours pour des

installations en 2016

Déploiement à grande échelle retardé pour un

début à fin 2016

En 2013, des nouveaux projets pilotes ont été

lancés pour expérimenter un nouveau type de

compteur intelligent multi-service capable de gérer à

distance la fourniture de gaz, d'électricité et d'eau

Rémunération

Modèle tarifaire applicable sur toute la

durée des actifs, soit environ jusqu’en

2040, basé sur la couverture des Opex

et sur la rémunération d'une BAR

spécifique

Le Gouvernement, fait l’hypothèse d’une

rémunération des coûts nets via des tarifs

énergétique compétitifs et s’attend à des gains

nationaux de ~17 Mds£ . Coût estimé actualisé du

projet de ~11 Mds£

Les investissements et l’installation des compteurs

par les distributeurs sont rémunérés sur la base du

tarif fixé par l’Autorité

(1) Pour plus d’information sur la France, voir la page 145 « Le déploiement des compteurs communicants Linky »

(2) Electriques et gaz


147

Innovation : transport

Poste électrique de Porcheville

Le projet : devant la nécessité de rénover, dans les années à venir, des nombreux postes

électriques de ses sites de production, EDF a élaboré une méthode de modernisation plus

rapide et moins coûteuse, s’appuyant sur le principe de « retrofit ». Ce dernier consiste à

remplacer les pièces anciennes par leurs équivalents de technologies récentes.

Seul obstacle : dans de nombreux cas, le remplacement n’est pas possible en raison de

technologies incompatibles. Pour y remédier, EDF a conçu des pièces intermédiaires qui

permettent de relier les nouveaux composants aux anciens. En insérant une nouvelle

technologie sur un poste ancien, le poste électrique bénéficie des avancées technologiques :

durée de vie prolongée et performances accrues.

Gains pour EDF :

– Réduction de l’indisponibilité du poste grâce à des travaux d’une durée bien plus courte

qu’en cas de modernisation classique ou de remplacement du poste

– Une économie d’environ de 25 % sur l’achat d’un nouveau poste et 40 % sur la maintenance

– Une production plus respectueuse de l’environnement grâce à la diminution sensible de la

quantité de gaz SF6 nécessaire pour l’isolation des pièces sous tension.

Le déploiement du projet : l’innovation peut être appliquée à l’ensemble des postes

électriques sous enveloppe métallique (PSEM) des sites de production. La centrale thermique

du Havre a été la première à recourir à cette solution.

Modernisation des postes électriques sous enveloppe métallique


148

Innovation : réseaux et renouvelables

Le projet et ses avantages : pour maintenir l’équilibre offre-demande sur le

réseau et mieux gérer l’intermittence des ENR, la R&D a développé un

modèle unique de prévision des consommations permettant de

modéliser la diversité des situations locales à horizons de temps différents.

L’outil est ainsi capable de prévoir les consommations simultanément en

plusieurs dizaines de milliers de points à l’échelle des grandes artères du

réseau de distribution, d’une ville ou d’un quartier. La solution, basée sur une

approche statistique innovante (General Additive Model ou GAM) modélise

automatiquement et intelligemment des situations complexes à partir de

données massives en constante évolution. La méthode est ainsi en mesure

de générer en un jour des milliers de modèles prédictifs, là où il fallait

jusqu’à présent plusieurs semaines.

Déploiement : en 2014, les solutions ont été intégrées avec succès dans les

systèmes d’information d’ERDF avec des utilisateurs toujours plus

nombreux. Dans les régions de Chartres et de Nantes, l’outil fournit d’ores et

déjà des prévisions quotidiennes aux équipes sur le terrain en charge du

pilotage des réseaux. Mi-2015, les 2 335 postes sources du réseau seront

équipés ainsi que les points complémentaires (25 000 artères à moyenne-

tension). L’outil offrira des prévisions quotidiennes et scénarisées sur toute la

France, à court-terme (le lendemain) et à moyen-terme (l’année à venir).

Des prévisions toujours plus fines pour le réseau de distribution

Réalisé

Prévu


149

Optimisation et Trading à EDF en France

Principes d'optimisation


Commercialisation en France et innovations


Production


150

153

157

Focus sur la stratégie commerciale du Groupe 166



150

Optimisation et Trading : optimiser la chaîne de valeur L’optimiseur a pour vocation principale d’assurer l’équilibre entre ressources amont et

débouchés aval d’EDF en France

L’objectif est de sécuriser et de maximiser la marge brute électricité de l’ensemble « production - commercialisation » en exploitant au mieux les flexibilités des actifs amont ou aval et en recherchant en permanence les meilleures opportunités d’achat ou de vente sur les marchés de gros

• Ressources amont : parc de production, contrats d’approvisionnement à long-terme d’électricité, achats sur les marchés de gros, obligations d’achat aux producteurs décentralisés, capacités d’effacements contractuelles

• Débouchés aval : contrats de fourniture long-terme, ventes aux clients finaux, ventes sur les marchés de gros, ventes aux fournisseurs concurrents en France

L’équilibre amont / aval est modélisé de façon prévisionnelle pour chaque horizon de temps

Pour faire face au risque « volume », l’optimiseur doit disposer, à tous les horizons de temps, de marges suffisantes en termes de capacité pour faire face à la quasi-totalité des situations




Optimisation et Trading en France

Commercialisation en France

Le saviez-vous ?

EDF Trading est l’un des traders d’énergie les plus importants d’Europe et a des positions fortes aux Etats-Unis

Chiffres du trading en 2014 :

• 3 140 TWh d’électricité

• 332 Mds de thermies de gaz

• 662 Mt de charbon

• 675 Mt de CO2

L'optimiseur optimise les coûts et les stocks, notamment en ayant recours au marché de gros (au-travers d’EDF Trading)

Stratégie commerciale

151

L’optimisation journalière : optimisation préliminaire par chaque producteur

L’optimiseur programme le fonctionnement des outils de production, en les mobilisant par coûts variables croissants jusqu’à satisfaire la demande prévisionnelle

En amont du recours au marché, chaque producteur détermine les moyens qu’il va devoir solliciter afin de satisfaire un niveau de demande donné

Il classe ses moyens de production disponibles du moins cher au plus cher

Il détermine ainsi le coût marginal d’appel pour satisfaire l’équilibre offre-demande de son propre portefeuille

Le prix de marché spot (jour pour le lendemain) s'établit au coût « marginal », c'est-à-dire au coût variable du moyen de production le plus cher appelé pour satisfaire la demande du lendemain

coût variable de production (€/MWh)

capacité (GW)

nucléaire

charbon

pointe (fioul,

effacements)

CCG

hydraulique

stockable

fatal (fil de

l’eau, éolien,

solaire)

demande






Prix de marché


152

Optimisation des coûts : démarrage des centrales dépendant des coûts variables

L’empilement des moyens de production

Exemple d’une journée de forte consommation en hiver en France

Le saviez-vous ?

Le « merit order » est une manière de

classer les différentes sources d’énergie,

notamment de production d’électricité, dans

l’ordre ascendant de leur coût marginal de

production court-terme, si bien que le moyen

de production avec le coût le plus faible est

le premier à être utilisé pour satisfaire la

demande (et inversement pour le moyen de

production avec le coût le plus élevé)






Coûts variables

croissants

€/MWh

Moyens de pointe

Moyens de semi-

base

Moyens de base

Production

obligatoire


153

Maximisation de la marge brute intégrée Un schéma d’organisation :

visant à responsabiliser chaque acteur de la chaîne de valeur sur ses leviers propres dans un cadre de délégations explicites

fondé sur l’objectif partagé de maximisation de la marge brute porté en premier lieu par l’optimiseur

Producteur Optimiseur Commercialisateur

Responsabilités :

Garantir la disponibilité des moyens de

production

Maîtriser les coûts de maintenance d’exploitation

Responsabilités :

Optimiser l’équilibre amont / aval

Maximiser la marge brute intégrée

Gérer les risques

Responsabilités :

Maximiser les marges commerciales

Garantir des parts de marché

Marge brute électricité Producteur / Commercialisateur







154

Relations de l’optimiseur avec le commercialisateur et le producteur Le producteur s’engage à fournir à l’optimiseur :

Sa meilleure prévision de la disponibilité de ses moyens de production

En toute transparence, ses contraintes et ses coûts

Le commercialisateur s’engage à fournir à l’optimiseur :

Sa meilleure prévision de l’évolution de son portefeuille clients et des volumes consommés par ses clients

Toute la transparence sur les produits vendus à ses clients, avec les flexibilités et les risques associés

L’optimiseur s’engage à fournir au producteur et au commercialisateur :

Des signaux économiques, pour qu’en optimisant leur activité propre ces entités contribuent à l’optimum global (maximisation de la marge brute)







155

L’équilibre amont / aval est soumis à un certain nombre d’aléas aux différents horizons de temps Thermo-sensibilité de la consommation : la température influe fortement sur la demande en

hiver, un degré en moins induisant une hausse de la consommation au niveau France de 2 400 MW

Hydraulicité : variation forte du productible d’une année sur l’autre (une vingtaine de TWh entre une année très sèche et une année très humide)

Indisponibilité fortuite des moyens de production (nucléaire, thermique fossile, etc.)

Obligations d’achat de la production décentralisée : fort aléa de la contribution du renouvelable (jusqu'à plus de 4 500 MW observé sur l'éolien d'un jour sur l'autre en France)

Ventes de gros : optionalités dans les contrats à la main des contreparties







156

En cas d’écart entre la somme des positions amont et des débouchés aval, l’optimiseur peut compenser cet écart en réalisant des achats et ventes sur le marché de gros

Ce levier existe aux différents horizons de temps

Moyen-terme : achat ou vente de produits annuels pour les années N+1 / N+2 / N+3

Court-terme : même principe avec des achats/ventes aujourd’hui pour le lendemain (spot) ou en infra-journalier (heures à venir au sein d'une journée)

Des produits intermédiaires existent également (produits trimestriels et mensuels sur les deux ou trois trimestres et mois à venir et produits hebdomadaires sur les deux ou trois semaines à venir)

L'optimiseur peut accéder directement à ses contreparties potentielles ou passer par des marchés organisés

Contrats bilatéraux en gré à gré / OTC (Over the counter) : échange direct entre contreparties

Marché organisé / bourse d'échange : mise en commun des offres et des demandes par un organisateur de marché et règlement des échanges (Epexspot en France, Belpex en Belgique, etc.)

La DOAAT, l’optimiseur d’EDF en France, accède au marché par l’intermédiaire exclusif d’EDF Trading

Le recours au marché de gros







157

France : le portefeuille amont et aval en 2014

Note : EDF hors activités insulaires

En TWh

416

38

7 5

35

354

46

3

71

Nucléaire

Hydraulique

Thermique Achats LT & structurés

Obligations d’achat Ventes nettes marché

Production / Achats 501

+12

-9 -1

-5

+1

-2

∆ 2014 vs 2013

Ventes

Enchères (VPP)

Ventes structurées

Clients finals

Fourniture NOME

-2

∆ 2014 vs 2013

-27

+7

-2

-5

501

+25 27







158

L’activité électricité d’EDF en France en 2014

128,4

169,8

55,6

162,4

38,4

81,1

16,3

Particuliers

Collectivités, Entreprises et professionnels

(hors tarif historique)

Collectivités, Entreprises et professionnels(2)

(au tarif historique)

Tarif de cession ELD(3) Ventes aux clients finals au 31 décembre 2014(1)

Tarif vert

Tarif jaune

Tarif bleu

En TWh

(1) Données arrondies au dixième

(2) Y compris auto-consommations EDF

(3) ELD : Entreprises Locales de Distribution







159

Les tarifs régulés de vente en France en 2014 Les tarifs changent selon le type de clients : bleu pour les particuliers et les petits professionnels, jaune et vert pour les

entreprises

1er janvier 2014 - 31 octobre 2014 : le tarif est dit « intégré »

A partir du 1er novembre 2014 : le décret 28 octobre 2014 introduit la nouvelle méthodologie tarifaire dite

« par empilement »(1)

Source : DETP – Département Tarifs (31/12/2014) (1) Pour plus d’informations, voir page 161 « Composantes de la construction par empilement instaurée par le décret du 28 octobre 2014 »

54

37

19,5 6

Composition de la facture moyenne hors TVA

Tarif jaune (1er nov. 2014)

50

18

18 2

Composition de la facture moyenne hors TVA

Tarif vert (1er nov. 2014)

59

45

19,5

36

Composition de la facture moyenne TTC

Tarif bleu (1er nov. 2014)

Taxes

CSPE

TURPE

116,5 €/MWh 88 €/MWh 159,5€/MWh

Production et coûts

commerciaux

Taxes

CSPE

TURPE


commerciaux

Taxes

CSPE

TURPE


commerciaux







160

Hausse des tarifs régulés de vente en France en 2014 Les hausses de tarif sont décidées une fois par an : en 2014, les hausses suivantes ont été mises en œuvre au 1er novembre :

□ +2,5 % pour les particuliers (y compris 0,9 % de rattrapage tarifaire partiel sur les années 2012 et 2013) et -0,7 % pour les petites entreprises (tarif bleu), +2,5 % pour les entreprises au tarif jaune et +3,7 % pour les entreprises au tarif vert(1)

□ Ces hausses comprennent l'augmentation des tarifs d'acheminement (TURPE) en vigueur au 1er janvier 2014 : +3,6 % pour la distribution uniquement, puis au 1er août 2014 : -1,3 % pour la distribution et pour le transport

Source : CRE (1) Pour plus d’informations, voir page 162 « Détail sur l’analyse de la CRE du 15 octobre 2014 sur les tarifs réglementés de vente d’électricité »

2013 2014 Tarif bleu

2013 2014 2013 2014

Progression de la part énergie et commercialisation sur les particuliers et petites entreprises

TURPE

Tarif jaune

Tarif vert

+1,8 % +1,8 €/MWh

+2,5 % +2,2 €/MWh

+3,7 % +2,4 €/MWh

101,7 €/MWh 103,5 €/MWh 88,4 €/MWh 90,6 €/MWh 65,0 €/MWh 67,4 €/MWh

+1,0 €/MWh

+0,8 €/MWh

+1,5 €/MWh

+0,7 €/MWh

-0,2 €/MWh

+2,6 €/MWh

Part énergie +

commercialisation

+ rattrapage







161

Composantes de la construction par empilement instaurée par le décret du 28 octobre 2014

Source : décret n° 2014-1250 du 28 octobre 2014 modifiant le décret n° 2009-975 du 12 août 2009 relatif aux tarifs réglementés de vente de l'électricité

Coût calculé en fonction des caractéristiques moyennes de

consommation et des prix de marché à terme constatés

Complément de marché - Energie

ARENH

TURPE

Coûts de commercialisation

Rémunération normale de l’activité de fourniture

Complément de marché - Capacité

Coûts de commercialisation d’un fournisseur d’électricité au moins

aussi efficace qu’EDF dans son activité de fourniture des clients

ayant souscrit aux tarifs réglementés de vente de l’électricité

Marge portant sur la rémunération de l’activité de commercialisation :

□ Rémunération des risques associés à l’activité de fourniture qui ne sont pas

couverts par les autres briques de coûts

□ Couverture du BFR

□ Rémunération du capital engagé dans l’activité de commercialisation

Le décret précise par ailleurs que les TRV sont déterminés par l’addition de ces différentes composantes « sous réserve de la prise en compte des coûts de l'activité de fourniture de l'électricité aux tarifs réglementés d'EDF et des ELD »

Mécanisme d’obligation de capacité qui impose aux fournisseurs, à

partir de 2017, de disposer de garanties de capacité de façon à

couvrir la consommation de pointe de leurs clients







162

Détail sur l’analyse de la CRE du 15 octobre 2014 sur les tarifs réglementés de vente d’électricité

Coûts historiques non couverts, à prendre en compte dans les prochaines évolutions tarifaires(1)

□ 2012 : 509 M€ (en sus du rattrapage décidé le 28 juillet 2014 pour un chiffre d’affaires évalué à 921 M€)

□ 2013 : 627 M€

Sur la base des coûts prévisionnels, les TRV auraient du augmenter en 2014 de 4,9 % en moyenne

□ dont 6,7 % pour les résidentiels

Impact sur les TRV selon les hypothèses de la CRE

2014 2015 2016

Bleu résidentiels +1,6 % +1,5 % +2,0 %

Bleu pros -0,7 % +0,9 % +1,8 %

Jaune -0,1 % +1,1 % n/a

Vert +2,0 % +1,6 % n/a

Source et données détaillées : rapport CRE

Méthode historique :

Basée sur les coûts réels et prévisionnels

Nouvelle méthode :

Basée sur la construction des TRV par empilement

Pour plus d’informations sur le rapport de la CRE et sur les hypothèses sous-jacents l’analyse et le recommandations, veuillez consulter le site de la CRE ou télécharger le document à l’adresse ci-dessous

http://www.cre.fr/documents/publications/rapports-thematiques/rapport-sur-les-tarifs-reglementes-de-vente-d-electricite

(1) La hausse tarifaire du 1er novembre 2014 inclut environ 160 M€ qui seront rattrapés sur un période d’un an, selon la délibération de la Commission de Régulation de l’Energie du 30 octobre 2014 portant avis sur le projet d’arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de l’électricité (pour plus d’informations, voir page 163 « Chronique des décisions tarifaires et rattrapages »).







http://www.cre.fr/documents/publications/rapports-thematiques/rapport-sur-les-tarifs-reglementes-de-vente-d-electricite

163

Chronique des décisions tarifaires et rattrapages

Gouvernement

Coûts 2013

sous estimés de 627 M€

Couts 2012 sous estimés de

509M€ en plus des 921 M€

Rapport de juin 2013 montre que les tarifs 2012 révisés suite à la décision

du CE et les tarifs 2013 étaient insuffisants. Coûts d’EDF sous estimés

de 1 136M€ au total (Bleus : 930 M€ ; Jaunes : 70 M€ ; Verts : 130 M€)

Référence au rattrapage tarifaire lié à la régularisation des tarifs réglementés de vente pour la période du 23 juillet 2012 au 31 juillet 2013 suite à la décision du Conseil d'Etat du 11 avril 2014 Référence au rattrapage tarifaire lié à la sous-estimation des coûts commerciaux d’EDF constatée a posteriori par la CRE dans les tarifs 2012 régularisés et les tarifs 2013

Août 2012 : hausse de 2 % sur l’ensemble des TRV Août 2013 : hausse de 5 % pour les bleus,

2,7 % pour les jaunes et 0 % pour les verts

Juillet 2014 :

hausse

prévue de

5 % annulée

Novembre 2014 : tarifs par

empilement, +2,3 % en moyenne

(Bleus résidentiels : +2,5 % ;

Bleus pro : -0,7 % ;

Jaunes : +2,5 % ; Verts : +3,7%)

Recommandations :

+5,7 % sur les

bleus, +2,6 % sur

les jaunes, +1,5 %

sur les verts

Impact pour EDF

Demande

d’annulation en

janvier 2013

Décision du 11

avril 2014

annulant l’arrêté

de juillet 2012

921 M€ de chiffre

d’affaires sur 2014

Selon la délibération de la CRE du 30 octobre

2014, les hausses tarifaires incluent un

rattrapage partiel au titre de 2012 et 2013. Par

exemple, pour les bleus résidentiels, 0,9 % de

rattrapage au-delà d’une hausse de +1,6 %

Demande en référé

d’annulation de

l’arrêté qui annule la

hausse de 5 %

Demande en référé

d’annulation de l’arrêté

tarifaire (contre le niveau

et non pas contre la

méthode par empilement

Référé rejeté le 12

septembre 2014 car

absence d’urgence.

Décision « au fond »

sous 12 à18 mois

Référé rejeté le 7

janvier 2015 car

absence d’urgence.

Décision « au fond »

sous 12 à 18 mois

Rattrapage inclus dans la décision tarifaire de novembre 2014

Bleus : 15 % du montant à rattraper ; Jaunes : 50 % du montant

Décision du 7 janvier 2015 relative à la hausse tarifaire du 1er nov. 2014 :

- Bleus et Jaunes : inclus rattrapage mais partiel, le Gouvernement devra

poursuivre le rattrapage lors des prochains mouvements tarifaires

- Verts : absence de rattrapage, tarifs fixés à un niveau manifestement

insuffisant

CRE

ANODE

Conseil d’Etat

Tarifs 2012 Tarifs 2013 Tarifs 2014







164

Volumes d’ARENH attribués aux concurrents dans le cadre de la loi NOME

(1) Un réexamen du prix de l’ARENH est attendu sur la base de la publication du décret formule de l’ARENH – le prix reste fixé à 42 €/MWh au 1er janvier 2015

(2) Donnée publiée par la CRE en mars 2015

(3) Défini par la loi

Volume total maximum de ventes d'EDF aux fournisseurs concurrents (hors pertes réseaux) : 100 TWh(3)/an

Volumes cédés en 2014 par EDF aux concurrents : 71,3 TWh

Depuis début 2014, les fournisseurs alternatifs intègrent dans leurs demandes d’ARENH des volumes pour le sourcing des pertes réseaux (produit plat C1). La quantité annuelle dédiée aux pertes, fixée par la CRE, prend en compte 80 % de la consommation prévisionnelle du gestionnaire de réseau public d’électricité pour l’année 2014 et 100 % pour l’année 2015 et au-delà

Volumes cédés pour le 1er semestre 2015 : 12,4 TWh (dont 5,3 TWh au titre des pertes) en raison d’un contexte caractérisé par l'absence de visibilité sur les évolutions à venir du prix de l'ARENH et de baisse des

prix sur le marché de gros de l'électricité

de la résiliation par quatre fournisseurs de l’accord-cadre leur permettant de bénéficier de l’ARENH

Le saviez-vous ?

31,4

36,8 34,5

12,4

ARENH 2014 (42 €/MWh)

En TWh ARENH 2013 (42 €/MWh)

ARENH 2014 (42 €/MWh)

ARENH 2015 (42 €/MWh(1))

Volumes cédés S2 2014



Volumes cédés S1 2015(2)

D’ici fin 2015 aura lieu une

évaluation du dispositif ARENH

par la Direction Générale de

l’Energie et du Climat

Evaluation tous les 5 ans

prévue dans le cadre de la loi

NOME, première évaluation

avant fin 2015

Analyse de l’impact de

l’ARENH sur la concurrence,

les marchés de gros,

l’approvisionnement des

fournisseurs alternatifs et les

investissements nécessaires à

la sécurité d’approvisionnement

Formulation de propositions en

termes d’adaptation du

dispositif







165

Innovation : commerce

Le nouveau service numérique e.quilibre permet aux

clients d’analyser leur consommation d’électricité et leurs

usages. Il s’agit d’un nouvel outil, entièrement digital,

accessible depuis le tableau de bord de l’espace client

pour les clients résidentiels. Il permet de comprendre,

suivre et maîtriser sa consommation et son budget

d’électricité, grâce à un suivi personnalisé. Le service

e.quilibre sera d’autant plus précis et personnalisé que

les données de comptage seront fines. Il est donc conçu

pour accueillir les données de comptage du compteur

communicant.

La maison connectée : e.quilibre

Les fonctions d’e.quilibre :

suivre la consommation et le budget d'énergie à tout moment

comparer la consommation avec des foyers similaires

identifier les équipements qui consomment le plus

bénéficier de conseils pratiques et personnalisés pour réduire

le montant des mes factures







166

La stratégie commerciale d’EDF en France (1/2)

Clients particuliers

Mise en place de 9 engagements ≪ Engagements EDF & Moi ≫ autour de la proximité, la personnalisation et la proactivité

Les services pour les clients particuliers

Des services dédiés aux économies d’énergie : conseils concernant les différents systèmes de chauffage ou les solutions

d’isolation, accompagnement personnalisé sur les projets de rénovation, demande de devis auprès des partenaires Bleu Ciel d’EDF et

accès à des solutions de financement auprès du partenaire financier d’EDF (Domofinance)

Autres services : modalités de gestion dématérialisée du compte, accès aux services d’assurance et assistance au dépannage

électrique et plomberie et suivi de consommation

Sur le marché électrique, 353,8

TWh commercialisés en 2014, soit

une part de marche de 78,8 %

27,2 millions de comptes

clients soit plus de 33 millions

de sites(1)

Chiffres-clé en 2014 Electricité : 27,5 millions de points de livraison et 128,4 TWh commercialisés

Gaz : plus d’un million de points de livraison et 9,3 TWh commercialisés

Taux de satisfaction des clients en 2014 de 90 %(2)

(1) Hors Corse et outre-mer

(2) Source : baromètre de satisfaction BSC

Sur le marché du gaz, 19,6 TWh

commercialisés en 2014, soit une

part de marche de 4,7 %







167

La stratégie commerciale d’EDF en France (2/2)

(1) Source : baromètre de satisfaction BSC

Clients professionnels et entreprises

« EDF Entreprises », marque d’EDF lancée en 2013, accompagne les professionnels pour les aider à réduire leur facture énergétique.

EDF a mis en place des offres dédiées aux grands clients avec :

• des offres de fourniture d’électricité et de gaz sur mesure

• „„des offres valorisant les capacités d’effacement des clients : selon certaines conditions, les clients capables de s’effacer selon des

puissances déterminées peuvent recevoir des contreparties financières

• ��un accompagnement à l’échelle européenne à travers les entités du Groupe : EDF dispose d’un réseau commercial ≪ Grandes

Entreprises et Grands Comptes ≫ dédié à la gestion des grandes entreprises et doté d’une structure d’achat centralisée

• un accompagnement dans la maitrise de la consommations d’énergie et des émissions de CO2 par la mise en œuvre de plans de

productivité énergétique (PPE)

• le trading de CO2 pour les entreprises soumises au plan national d’allocation des quotas (PNAQ)

Les clients collectivités territoriales, bailleurs sociaux, Entreprises Locales de Distribution (ELD) et tertiaire public

Chiffres-clé en 2014 1,7 million de clients professionnels et entreprises avec 179,5 TWh d’électricité commercialisés et 9,5 TWh de gaz


Chiffres-clé en 2014 Electricité : 1,2 million de sites pour une consommation annuelle de 29,6 TWh

Gaz : près de 6 000 sites pour une consommation annuelle de 0,9 TWh

A cela s’ajoutent les 16,3 TWh d’électricité vendus aux ELD en 2014


5 domaines : fourniture d’électricité et de gaz à prix de

marché ; signature de contrats de concession pour la

partie ≪ fourniture ≫ ; fourniture d’électricité au TRV ;

accompagnement dans différents projets (plans climat

territorial, eco-quartiers, villes durables) ; développement

d’offres de mobilité durable auprès des collectivités.







168

La stratégie commerciale d’EDF Energy

Marché fortement concurrentiel avec ~ 25 fournisseurs; fournisseurs de

petite et moyenne taille en forte augmentation au cours des 2-3

dernières années (~10% de part de marché). Nouveaux fournisseurs

favorisés par des politiques d’exonération des coûts

Large gamme de tarifs (fixes et variables) à disposition des clients ;

concurrence plus intense sur les tarifs fixes. Majorité des ventes en offres

bi-énergie avec des prix de gestion des comptes en ligne réduits

Taux de migration des clients relativement élevé ; augmentation du taux

de changement de fournisseur par comparaison des prix sur internet

Fournisseurs utilisés pour mettre en ouvre certaines politiques

gouvernementales, y compris l'efficacité énergétique et les smart meters

Contrats standard à prix variable parmi les plus compétitifs,

permettant de consolider la réputation d’un fournisseur agissant dans

l’intérêt des clients moins impliqués dans la gestion de leur contrat

Conservation d’une part de marché stable (4ème plus grand fournisseur)

en raison du fort intérêt pour les produits des offres « Blu » à durée fixe et

« Price Promise », à travers lesquels les clients reçoivent une alerte en cas

d’offres moins chères, même d’un concurrent (1 £/semaine d’économie)

Réduction des coûts pour mieux servir les clients et réduire l'écart vs les

concurrents

Augmentation du nombre de clients utilisant la technologie digitale

Offre pour tous les segments (consommation de 0,1 à 10

TWh p.a)

Rester le plus grand fournisseur pour les entreprises

avec 4 des 5 plus grands clients du pays (Network Rail,

Scottish Procurement, Crown Commercial Service, Tesco)

Promouvoir la baisse des émissions de CO2 grâce à des

offres innovantes aux clients B2B

Stimuler la croissance dans des domaines clés avec un

accent sur les petites entreprises et les marchés émergents

des services énergétiques et de l’exportation

Ventes d’électricité et gaz aux clients résidentiels (B2C) Ventes d’électricité aux clients business (B2B)

3 piliers: impartialité et rentabilité pour les clients, efficacité opérationnelle et innovation (digitalisation et compteurs intelligents)

CO

NT

EX

TE

S

TR

AT

EG

IE

Marché très concurrentiel avec > 30 fournisseurs

Des clients très différents : petits et grands clients

nécessitant une vaste gamme de produits et services

énergétiques

Les intermédiaires, assistant les clients dans le choix du

fournisseur, conservent une forte présence dans le

marché, soit ~80% du volume aux grands clients

professionnels. Pénétration plus faible pour les petits clients

business

Fournisseurs de plus en plus orientés vers l’offre de

services énergétiques en plus de la vente d’électricité/gaz







169

La stratégie commerciale d’Edison

Marché des clients business (B2B) Edison est un leader dans le marché B2B, à la fois dans l’électricité et le gaz Marché très fragmenté et compétitif Part de marché de 10 % pour l‘électricité et 20% pour le gaz

Marché des clients particuliers (B2C) Fin 2008: Edison est entré sur le marché libre de l’électricité et du gaz, se positionnant

comme une vraie alternative aux fournisseurs existants (Enel, Eni, ex-municipalités) Forte croissance dans ce segment : 1 million de contrats signés en moins de 2 ans,

jusqu’à 1,3 millions de contrats à fin 2014

NOUVELLES OFFRES – “EDISON BEST” : en octobre, Edison a lancé une offre innovante pour le marché résidentiel

de l’électricité, qui propose un nouveau service garantissant les meilleures conditions du marché. Edison conseille ses clients

sur l’existence d’une autre offre de prix fixe qui garantit au moins 1€ d’économie par semaine. C’est une véritable

innovation qui n’a, jusqu’à présent, jamais été proposée par un autre fournisseur national d’électricité et de gaz

NOUVEAUX SERVICES – “ENERGY CONTROL” : dans le secteur résidentiel, Edison a introduit “Energy Control”, un

outil permettant aux ménages de surveiller en temps réel leurs dépenses d'énergie, via un lecteur de données et une plate-

forme numérique. Il aide les clients à prendre conscience de leurs utilisations, les encourageant à les réduire

PROGRAMME DE FIDELITE – “NOI EDISON” : programme de fidélité “Noi Edison” qui permet aux clients

d’accumuler facilement des points, à échanger en achats high-tech ou autres produits liés aux économies d’énergie

Edison, à travers sa société contrôlée à 100% Edison Energia, est impliqué dans la vente d'électricité et de gaz pour les clients italiens

Le marché italien des clients finals n’est pas complètement libéralisé mais la suppression du marché réglementé à partir de 2018 est en cours de discussion au niveau gouvernemental ; début 2015, une accélération vers l'ouverture complète du marché de détail a déjà commencé

NO

UV

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LE

S O

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S

ET

SE

RV

ICE

S

INN

OV

AN

TS

17 TWh 5,3 Mdm3 dont

2 Mdm3 grossistes

3,3 Mdm3 business

3,8 TWh 554 Mm3

VENTES D’ELECTRICTE EN 2014

VENTES DE GAZ EN 2014

788 000 clients(1) 557 000 clients(1)

(1) Points de livraison







170

La stratégie commerciale d’EDF Polska

1,2 1,8

3,5

2013 2014 2015

Le Groupe est en train de déployer sa stratégie dans le segment B2B, avec la possibilité de se développer sur le

marché B2C en fonction de l'évolution réglementaire.

Grands clients B2B (haute et moyenne tension) : Augmentation du volume contracté d’électricité (TWh)

Petits clients B2B :

Le projet a démarré en juin 2014, avec le lancement des ventes en février 2015

La stratégie vise à apporter l'expertise d'EDF à un segment de marché attractif, augmenter le niveau d'intégration verticale et développer

la marque EDF en Pologne

Offres :

Un prix fixe pour l’approvisionnement en électricité, avec des services forfaitaires innovants

Des produits supplémentaires, comprenant des études de faisabilité sur l’installation de panneaux photovoltaïques

Le groupe EDF vise également à développer rapidement une position significative dans les services énergétiques en Pologne, en

s’appuyant sur les compétences et l'expertise des entités du Groupe : Dalkia, Fenice, Tiru, EDF Polska.

Nouvelle stratégie commerciale mise en œuvre en 2013

avec un focus sur les clients de taille moyenne (> 5 GWh/an)

et les clients industriels de taille importante (> 100 GWh/an)

Des résultats positifs et encourageants suite au lancement

de la stratégie







171

La stratégie commerciale d’EDF Luminus Les facteurs-clé du succès en 2014

Entière restructuration de activités de production et réduction des coûts O&M de 20 % entre

2013 et 2014

Développement de la part des énergies renouvelables rentables dans le mix énergétique :

augmentation de la capacité éolienne installée de plus de 50 % en 2014 et implémentation d’un

vaste programme d’extension de durée de vie des centrales hydro-électriques

Fort développement de solutions énergétiques innovantes avec le lancement de nouveaux

produits complétant la gamme « Home Solutions » dans le B2C qui comprend :

Service « Confort » : assistance 24/7 aux clients résidentiels pour toute réparation urgente

Les nouveaux services « Entretien et réparation chaudières » et « Thermostat intelligent »

Portefeuille de plus de 100 000 services

Acquisition de RAMI, un réseau de plus de 250 installateurs nationaux permettant de déployer

des services pour le B2C

Positionnement sur toute la chaîne de valeur de chauffage, ventilation et climatisation grâce à la

récente montée au capital dans Dauvister, installateur de solutions multi énergie

Part de marché de 20% et en

croissance malgré un contexte de forte

concurrence

Un niveau de satisfaction client

excellent et en progression et coût

du service au client en baisse.

Fournisseur avec le moins de plaintes

par tranche de 5 000 clients : taux de

1,03 en 2014 vs 2,42 en 2013

Etre une entreprise d’énergie intégrée de

référence, offrant des solutions innovantes et

durables et assurant le meilleur service aux clients

Renforcer l’ancrage local tout

en bénéficiant de l’intégration

au sein du Groupe EDF

La stratégie future

EDF Luminus a lancé avec succès une transformation en profondeur avec le plan « Better for our

customers » avec les objectifs suivantes

18 % professionnels

et industriels

82 % résidentiel

100 000 contrats de

services

1,74 millions de clients(1)

60 % Flandres

35 % Wallonie

5 % Bruxelles

+50 000 clients en 2014 : fournisseur

avec la plus forte croissance

(1) Points de livraison







172

25%

11%

20% 12%

32%

Habitat

Santé

Tertiaire

Collectivités

Industrie

La stratégie commerciale de Dalkia

Un potentiel de croissance de long-terme, dans le contexte de la Transition Energétique Une montée en puissance des territoires : volonté des acteurs

locaux de maîtriser les choix énergétiques dans leurs territoires • Aménagement et valorisation des ressources: mobilisation des

ressources locales (boucles) autour des ENR dans des approches multi-énergies

Un marché de plus en plus concurrentiel ; des acteurs venus d’univers très différents

Une montée en compétences des clients et des attentes de plus en plus spécifiques

Des solutions de plus en plus complexes

Emergence de nouvelles technologies numériques et de services associés (big data, système de management d’énergie)

Contexte et Enjeux en France Stratégie commerciale de Dalkia en France

3 domaines d’activités stratégiques structurant nos offres : Réseaux de chaleur et de froid, Utilités industrielles, Services Energétiques aux Bâtiments

Offrir aux clients des solutions sur-mesure d’économies d’énergie sur le long-terme avec un engagement de résultat

Promouvoir la sobriété énergétique : consommer moins Améliorer l’efficacité énergétique : consommer mieux Valoriser les ressources locales et renouvelables : promouvoir les énergies alternatives Rechercher performance environnementale et compétitivité économique en utilisant les

solutions technologiques, de maintenance, de pilotage et d’achat d’énergie les plus adaptées à chaque cas: placer l’innovation au cœur de notre métier

• Les atouts La capacité à accompagner nos clients dans la durée, en assurant une relation de

proximité par la couverture du territoire et une maitrise de l’ensemble des technologies et des étapes de la chaîne de valeur (de la conception jusqu’à l’exploitation)

La capacité à innover

Répartition des clients en % du CA 2014

~3 Mds€ de CA en 2014 33 700 clients







173



Production





174

EDF est bien positionné tout au long de la chaîne de valeur du gaz

Exploration/

Production Stockage Infrastructures Trading Commerce 1 3 2 4 5

Signer des partenariats avec des entreprises intervenant dans le pétrole et le gaz, en valorisant l’expertise d’Edison

Contrôle du coût de la flexibilité

Exemples :

Extension du stockage de Hill Top Farm (R-U)

Extension du stockage Palazzo Moroni (Italie)

Stockage Etzel (Allemagne)

Développer des infrastructures d’importations pour avoir un accès direct aux sources de gaz en évitant la dépendance et anticiper les besoins futurs

Exemples :

Terminal GNL de Dunkerque

Gazoducs IGI / IGB

Recherche d’arbitrages et optimisation des stratégies d’approvisionnement

Offre bi-énergies (électricité et gaz) aux clients

Présent sur les marches

gaziers depuis une dizaine

d’années, EDF utilise

en Europe plus de 20 Gm3

de gaz

Sécuriser des approvisionnements long-terme gaziers compétitifs pour le Groupe

Proposer des offres bi-énergies gaz/électricité aux clients finals

Approvisionner les centrales gaz d’EDF

Tirer parti des opportunités d’arbitrage

Activités du Groupe dans le secteur du gaz Activités principales d'EDF

175

Les marchés finaux du gaz pour EDF

Ventes de gaz du Groupe en 2014(1) :

France : plus de 1,1 millions de clients (particuliers et grands comptes) et 19,6 TWh commercialisés, soit une part de

marché de 4,7 %

Italie : 553 200 comptes clients et 5,7 milliards de mètres cubes de gaz (~ 60 TWh) commercialisés, soit une part de

marché de 13,6 %

Royaume-Uni(2) : environ 2,1 millions de comptes clients et 28 TWh commercialisés, soit une part de marché

d’environ 5 %

Belgique : environ 581 000 comptes clients et 13,2 TWh commercialisés, soit une part de marché d’environ 18 %

(1) Ventes des sociétés prises à 100 %, c’est-à-dire non corrigées du pourcentage de participation (y compris minoritaires). L’activité gaz d’EDF Trading n’est pas prise en compte

dans ce chiffre.

(2) Hors Irlande du Nord


176

Principales infrastructures gazières du Groupe Terminal méthanier de Dunkerque

Capacité de 13 Gm3/an (dont 8 Gm3/an détenus par EDF)

Actionnaires de Dunkerque LNG : 65 % EDF, 25 % Fluxys, 10 % Total

Etat du projet : en phase de construction

A fin décembre 2014, l’avancement global du chantier est de 74,8 %. La mise en service du terminal est programmée pour fin 2015

L’année 2014 a vu la construction des cuves cryogéniques dans les réservoirs béton, leur fermeture et le début des divers tests

Terminal méthanier de Rovigo en Italie Capacité de 8 Gm3/an (dont 6,4 Gm3/an détenus par Edison)

Actionnaires d’Adriatic LNG : 7,3 % Edison, 70,7 % ExxonMobil Italiana Gas, 22 % Qatar Terminal Company Limited

Stockages de gaz en Europe Italie : trois stockages existants (Cellino, Collalto, San Potito-Cotignola) et un projet en développement (Palazzo Moroni)

Royaume-Uni : un stockage existant (Hole House) et un projet en développement sur le site adjacent (Hill top Farm)

Allemagne : un stockage existant à Etzel. Les installations de surface sont exploitées en joint-venture à 50/50 avec EnBW

Autres infrastructure d’importation Edison participe a des projets d’infrastructure d’importation de gaz :

„„Galsi, gazoduc destiné à relier l’Algérie à l’Italie par la Sardaigne, dans lequel Edison détient une participation de 20,8 %

„„IGI Poseidon, société détenue à 50 % par Edison impliquée dans le développement de plusieurs projets visant à relier la Grèce et l’Italie

(IGI), la Grèce et la Bulgarie (IGB, en partenariat à 50 % avec la Bulgarie), ainsi que Chypre à la Grèce (EastMed)

N.B. : le 29 décembre 2014, EDF et Gazprom ont signé un accord pour le rachat par Gazprom de la participation de 15 % du groupe EDF, via sa filiale EDF International,

dans le projet de gazoduc de South Stream Transport BV. Dans ce cadre et conformément aux accords préexistants, EDF International a ainsi récupéré l’intégralité des

sommes investies dans le projet.


177

Contrats long-terme gaz Contrats gaz d’Edison (Qatar, Libye, Russie et Algérie) et leurs révisions de prix

□ L’ensemble des contrats long-terme de gaz d’Edison représente un volume de 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 sur les contrats gaz d’Edison :

17 juillet 2014 : EDF a signé avec l’entreprise Cheniere un contrat d’approvisionnement GNL d’environ 1 Gm3/an, pour une durée de 20 ans depuis le terminal de liquéfaction de Corpus Christi actuellement en

développement au Texas

Contrat

Volume

nominal

(Gm3/an)

Expiration

Etat des renégociations / arbitrages

1ère phase

(2010 - 2012)

2ème phase

(2012 - 2015)

Qatar 6,4 2034 Arbitrage

août 2012

Renégociation

juillet 2013

Algérie 2,0 2019 Arbitrage

avril 2013

Renégociation

juillet 2013

Russie 2,0 2019 Renégociation

juillet 2011

Arbitrage

août 2014

Libye 4,0 2028 Arbitrage

septembre 2012

Arbitrage

débuté en avril 2013(1)

(1) L’aboutissement du deuxième cycle de négociation concernant le contrat gaz libyen est désormais attendu pour le 2ème semestre 2015


178



Production



179

182

183

Stratégie d’EDF

Filiales des services énergétiques

Focus Dalkia

Les services énergétiques

Activités principales d'EDF Production Réseaux Gaz Services énergétiques Optimisation - Trading et Commercialisation

179

Le métier des services énergétiques d’EDF

EDF a l’ambition de se positionner sur l’ensemble de la chaîne de valeur des services énergétiques. Il s’agit des services de conseil, de réalisation de travaux, d’exploitation ou de maintenance d’installations techniques et de pilotage d'équipements

Pour EDF, un des objectifs majeurs des services énergétiques est d’accroître l’efficacité énergétique des installations et des équipements afin de réduire ou de maîtriser la consommation d’énergie et la facture associée, ainsi que de réduire les émissions de gaz à effet de serre, notamment dans l’industrie et les bâtiments

Services Energétiques Stratégie EDF Filiales Focus Dalkia

Conseil

Ingénierie Installation

Exploitation

Maintenance Pilotage Financement


180

Grands projets pour les gros sites industriels

Efficacité énergétique pour les bâtiments publics et les entreprises industrielles et tertiaires

Production d’énergie locale et réseaux de chaleur urbains

Eclairage public

Mobilité électrique Man

ag

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L’offre de services à destination des clients entreprises et collectivités

Le groupe EDF a structuré son offre de services énergétiques pour les clients des segments entreprises et collectivités autour de cinq axes prioritaires :

Services Energétiques Stratégie EDF Filiales Focus Dalkia Activités principales d'EDF

181

Un projet de développement ambitieux Avec l’intégration de Dalkia France et Citelum en juillet 2014, EDF renforce sa position d’acteur majeur des services

énergétiques en France et à l’international et enrichit son offre aux clients entreprises et collectivités locales sur les

activités suivantes : utilités industrielles, services énergétiques aux bâtiments, réseaux de chaleur et froid et

éclairage public

Dalkia prévoit un renforcement de sa présence en France au travers de la poursuite des activités dans les réseaux de

chaleur et les services aux bâtiments, ainsi qu’un développement de ses activités dans l’industrie. Dans ce cadre

s’inscrivent les actions de développement suivantes :

L’intégration à 100 % d’EDF Optimal Solutions chez Dalkia le 17 février 2015. EDF Optimal Solutions assure la conception

et la réalisation de solutions globales et sur mesure d’éco-efficacité énergétique afin d’aider les entreprises et les collectivités

territoriales à réduire leurs dépenses énergétiques et leurs émissions de CO2, selon quatre axes majeurs : les réseaux de

chaleur urbains, la production et la récupération d’énergie, „la performance énergétique du bâtiment et „les solutions

multitechniques complètes d’efficacité énergétique. En raison des fortes complémentarités des deux sociétés, EDF Optimal

Solutions et Dalkia ont décidé d’unir leurs forces pour partager leurs savoir-faire et profiter de leur complémentarité dans

leurs offres de solutions d’efficacité énergétique

L’intégration de Verdesis le 11 février 2015 qui a été racheté à EDF Energies Nouvelles par Dalkia dans une optique

d’optimisation stratégique, du fait de leur grande proximité métier. Verdesis est une société spécialisée dans les activités de

production, traitement et valorisation du biogaz

L’acquisition de Cesbron, spécialiste de froid industriel et commercial et du génie climatique, le 18 mars 2015, qui permet à

Dalkia de renforcer son positionnement stratégique dans le domaine du froid


182

Le paysage des filiales de services énergétiques d’EDF Le groupe EDF s’appuie sur ses filiales de services pour la mise en œuvre de solutions énergétiques :

~3 Mds€(1) de CA

Présent en France

11 200 salariés

Dalkia France est un leader des services énergétiques qui propose des solutions

locales pour réduire les consommations d’énergie et améliorer la performance

des installations, sur trois domaines d’activités : les réseaux de chaleur et de

froid, les services énergétiques aux bâtiments et les utilités industrielles.

~400 M€ de CA

Présent en Italie, Espagne,

Pologne et Russie

~2 000 salariés

EDF Fenice offre des solutions complètes technico-financières visant à assurer

la qualité et l’efficacité des installations techniques industrielles, sous forme de

Contrats de Performance Energétique de moyen ou long -terme.

~230 M€ de CA

Présent en France, UK

et Canada

~1 100 salariés

Le groupe Tiru, spécialiste de la production d’énergies renouvelables à partir de

déchets, conçoit, construit et exploite des unités de valorisation énergétique des

déchets (incinérateurs, méthanisation, etc.).

~250 M€(2) de CA

Présent en 18 pays

~3 000 salariés dont 500 en France

Citelum accompagne, en France et à l'international, les villes et les industries

vers un monde de lumière plus intelligent, plus économe et plus sûr via des

contrats de gestion de la lumière urbaine (éclairage, mises en lumière), de la

gestion des déplacements (signalisation, gestion de trafic) et des équipements

de sécurité et de communication connectés au réseau d'éclairage.

(1) CA de Dalkia pour l’exercice 2014 complet. Le CA 2014 contributif depuis l’entrée de Dalkia dans le périmètre de consolidation du groupe EDF le 25 juillet 2014 est de 1 323 M€

(2) CA de Citelum pour l’exercice 2014 complet. Le CA 2014 contributif depuis l’entrée de Citelum dans le périmètre de consolidation du groupe EDF le 25 juillet 2014 est de 133 M€

En 2014


183

Dalkia, acteur majeur de la transition énergétique au service de ses clients

Via ses réseaux de chaleur « verts » alimentés par des énergies renouvelables et de récupération

Via ses contrats de performance énergétique (CPE) et ses centres de pilotage des installations à distance (Desc) pour une optimisation des rendements des installations

UNE BAISSE CONTINUE

DES ÉMISSIONS DE CO2

En 6 ans, la part de gaz utilisée par Dalkia dans ses

installations a diminué d’un tiers et celle des énergies

renouvelables a été multipliée par 4

2,4 millions de tonnes de CO2 économisées en 2014


184

Les métiers de Dalkia

LES RÉSEAUX DE CHALEUR ET DE FROID

328 réseaux urbains de chaleur et de climatisation

2,4 millions de logements collectifs chauffés

LES SERVICES ÉNERGÉTIQUES AUX BÂTIMENTS

2 300 établissements de santé

16 500 établissements scolaires, sportifs et de loisirs

LES SERVICES ÉNERGÉTIQUES AUX INDUSTRIELS

2 000 sites industriels


FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

DÉMARCHE DE

RESPONSABILITÉ

D’ENTREPRISE DU GROUPE

186

Démarche de Responsabilité d’entreprise du Groupe

187

189

197

198

199


Une démarche engageante pour le Groupe

La notation extra-financière : un axe d’amélioration constant pour le Groupe

Suivi et certifications

Les innovations dans le domaine de la responsabilité d’entreprise

Des objectifs associés à un suivi rigoureux

187

Démarche Notation

Matrice de matérialité : hiérarchiser les enjeux du développement durable En 2014, EDF a conduit sa première analyse de matérialité(1)

garantir que le Groupe prend en compte et communique sur les enjeux économiques, sociaux, sociétaux et environnementaux les plus importants

mettre à jour sa démarche de Développement durable au regard des attentes de ses parties prenantes-clé

Responsabilité d’entreprise Objectifs Suivi et certification

(1) En accord avec la définition du principe de matérialité figurant dans l’article 225 du Grenelle 2, la norme AA 1000, les lignes directrices du GRI G4, la norme ISO 26000 et le cadre de référence de l’IIRC sur le rapport intégré.

Innovations

Éthique et droits de l’homme

Gouvernance

Déchets nucléaires

Sous-traitance et achats responsables

Prix et lutte contre la précarité

énergétique

Sûreté des installations

Mix décarboné nucléaire et

hydraulique

Développement des nouvelles

énergies renouvelables

Maîtrise de la demande énergétique

Santé et sécurité

Pollution atmosphérique

Biodiversité

Efficacité énergétique de la production

et distribution

Gestion de la ressource en eau

Développement des compétences et

gestion de carrière

Dialogue avec les parties prenantes et

transparence

Innovation

Développement socio-économique

des territoires et des communautés

locales

Relation clients

Qualité et continuité du service

Autres déchets

Diversité et lutte contre

les discriminations

Rémunération et

protection sociale

Accès à l’électricité

Mécénat et solidarité

Dialogue social

Performance énergétique

du parc immobilier d’EDF

Pollution des sols

Qualité de vie au travail

Nuisances sonores et

olfactives

Protection des données

personnelles Pollution visuelle

Significatif Importance pour EDF Prioritaire

Légende :

enjeux environnementaux enjeux sociétaux

enjeux sociaux enjeux transversaux

S

ignific

atif

Im

port

ance p

our

les p

art

ies p

renante

s

Pri

ori

tair

e

188

Une démarche engageante pour le Groupe

Des engagements qui couvrent les principaux enjeux

Des engagements élaborés avec l’ensemble des métiers et filiales du Groupe

Résultats validés chaque année par le Comité exécutif d’EDF et présentés en Assemblée Générale

3 dimensions et 11 objectifs

Employeur

Responsable

Partenaire

Responsable

Industriel

Responsable

Démarche Notation Responsabilité d’entreprise Objectifs Suivi et certification Innovations

189

123 102

2013 2014

Industriel Responsable Maintenir le meilleur niveau de sécurité des installations du Groupe

Critères de sécurité nucléaire de l’indice de référence international FTSE4Good(1) atteints

Résultat 2014

Reconduction au sein de l’index du FTSE4Good

Investir dans les énergies renouvelables et renforcer leur compétitivité

Capacités installées (en MWe) de production du Groupe à partir d’énergies renouvelables

Rester le meilleur des grands énergéticiens dans le développement des énergies bas carbone

Maintien des émissions directes de CO2 (g/kWh) du Groupe dans la limite de 150 g/kWh(3)

Contribuer significativement à l’amélioration de l‘efficacité énergétique des logements Nombre de logements accompagnés vers l’efficacité énergétique par les sociétés du Groupe(5)

(2) Données consolidées Groupe retraitées de l’impact des normes IFRS 10 et 11 ; Dalkia France

intégré à 100 % sur toute l’année.

(1) Le FTSE4Good Index a été créé par le groupe FTSE et vise à promouvoir les investissements

dans des entreprises respectant des objectifs ambitieux de développement durable

(5) Sociétés du périmètre consolidé du Groupe qui commercialisent de l’énergie auprès de clients résidentiels

(6) Données consolidées Groupe selon les règles IFRS en vigueur en 2014 (CENG, Sloe Centrale et Estag

sont considérés comme des coentreprises et sont consolidés par mise en équivalence à partir du 1er janvier

2014) ; Dalkia France intégré à 100 % sur toute l’année.

(3) Données consolidées Groupe retraitées de l’impact des normes IFRS 10 & 11 ; Dalkia France intégré à

100 % sur toute l’année.

(4) Données consolidées Groupe selon les règles IFRS en vigueur en 2014 ; Dalkia France intégré à 100 %

sur toute l’année

(3) (4)

4 782

562

21 902

456

5 340

536

21 889

500

Eolien Solaire Hydraulique Autres ENR

2013 2014 (2)

328 800

53 400 1 960

394 300

51 200 2 780

EDF EDF Energy Electricité de Strasbourg

2013 2014

(6)


190

3,1 3,1

2,2

2013 2014 2017

Réduire résolument les accidents de travail de nos salariés et des sous-traitants

Division par 2 en 5 ans du taux de fréquence des accidents avec arrêt de travail dont sont victimes les salariés du Groupe

Employeur Responsable Maintenir l’excellence professionnelle et la performance de nos équipes par la formation et la promotion de la diversité

Plus de 75 % des salariés du Groupe bénéficiaires, chaque année, d'au moins une action de formation

Taux de féminisation de 30 % du vivier des futurs dirigeants en 2015

2013 : 25 % 2014 : 24 %

85 % 85 %

2013 2014

Ne tolérer, dans toutes les sociétés du Groupe et chez nos fournisseurs, aucune violation des droits de l’Homme, aucune fraude ni corruption

(3) A l’exception des achats d’énergie sur le marché spot

13 sociétés ayant obtenu en 2017 le niveau Avancé du Global Compact (Pacte mondial) des Nations Unies

13 sociétés ayant inclus d’ici à 2015 une clause Éthique / Développement durable dans les contrats d’achats(3)

En 2014 : 2 sociétés ont atteint le niveau Advanced

EDF (depuis 2012) et Edison (depuis 2013)

A fin 2014 : les 13 sociétés sont signataires du Global Compact 6 nouvelles en 2014

Résultat 2014 : 13 sociétés (vs 8 sociétés en 2013)

Objectif (2)

EDF

ERDF

EDF Energy

Edison

EDF Luminus

EDF Polska

EDF Démasz

EDF Norte Fluminense

(1) Données consolidées Groupe selon les règles IFRS en vigueur en 2014 ; Dalkia France et

Citelum intégrés à 100 % sur les six derniers mois de l’année

(2) L’objectif 2017 précédent de 1,9 a été ajusté en 2014 suite à l’intégration de Dalkia et Citelum,

compte tenu des spécificités de leurs métiers

(1)

TIRU

Électricité de Strasbourg

SOCODEI

EDF Énergies Nouvelles

EDF Trading


191

Partenaire Responsable Favoriser la transparence et le dialogue sur les sujets sensibles

8 sociétés ayant mis en place un espace de dialogue formalisé avec les parties prenantes en 2015

Lutter de façon volontariste contre la précarité énergétique et promouvoir l'accès à l'électricité

Nombre d’actions engagées(1) pour accompagner nos clients précaires, menées par les sociétés du Groupe qui commercialisent de l’énergie

Contribuer par l’emploi au développement des territoires

Nombre d’emplois directs (effectifs physiques du Groupe) et indirects (liés aux commandes aux fournisseurs et prestataires) générés par les activités du groupe EDF

Préserver la ressource en eau dans toutes nos activités

Publication, à partir de 2015, de l’« empreinte eau » à l’échelle du Groupe

Depuis 2013, EDF pilote le développement d’un outil d’évaluation des impacts de

tous les secteurs énergétiques sur l’eau, applicable partout dans le monde, en

collaboration avec la communauté scientifique et les instances internationales

représentatives des secteurs du charbon, du nucléaire, des hydrocarbures et des

énergies renouvelables.

En 2014, la méthodologie a été finalisée pour être testée sur 12 sites : 8 sites

EDF (quatre centrales nucléaires en France, deux thermiques dont une en

Pologne, deux centrales hydrauliques), 2 sites thermiques de GDF Suez et 2

centrales hydrauliques d’Hydro-Québec. La méthodologie a été présentée lors

du Forum mondial de l’eau de Daegu, en Corée du Sud, en avril 2015. Elle sera

mise en application sur des sites prioritaires du Groupe courant 2015.

Résultat 2014 : 3 Sociétés

EDF : Conseil développement durable France

EDF Energy : Stakeholder Advisory Panel

Edison : Social Committee

Depuis 2005, EDF a mis en place le Panel développement

durable international (Sustainable Development Panel), un

panel des parties prenantes de niveau Groupe.

158 161

475 545

Emplois directs (2) Emplois indirects (3)

2014

(2) Périmètre consolidé

(3) Application de la même méthode auditable qu’en 2013. En 2014, le calcul de l’indicateur, hors cycle du

combustible nucléaire et achats d’uranium, inclut EDF, ERDF, EDF Energy, EDF Polska, Edison, EDF

Luminus, EDF Énergies Nouvelles, Électricité de Strasbourg et Tiru. Les données sont présentées en ETP.

n. c. non collecté. Intégration d’Edison pour la première année en 2014

(1) Conseil en accompagnement énergie, plan de paiement négocié, octroi d’aides financières, etc.

625 000

190 000 36 557 2 000

804 300

233 000 39 207

1 870

1 031 000

389 600

31 240 2 600

26 600

EDF EDF Energy EDF Luminus Démász Edison

2012 2013 2014

n.c. n.c.


(2)

(3)

192

84,3

94,1 91,6

72,5 80,0

70,5 79,8 79,3

64,3

136,0 138,6 133,1

111,1 113,1

99,6

117,0 123,0

102,0

20

40

60

80

100

120

140

20

40

60

80

100

120

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Des émissions de CO2 structurellement en baisse

Résultat d'une politique industrielle bas-carbone de

long-terme …

Changement de combustible

Fermeture de centrales charbon

Amélioration du rendement des centrales thermiques

… et de conditions climatiques favorables en 2014

(Mtonnes) (g/kWh)

Émissions de CO2 du Groupe

0

10

20

30

40

Émissions de CO2 d’EDF en France continentale

(Mtonnes)

Le groupe EDF contribue de façon très significative à

maintenir le facteur carbone moyen européen à des

valeurs relativement basses (328 g/kWh en 2013(1)), qui

s’élèvent à 428 kgCO2/MWh hors EDF

(1) Source : Étude PWC de décembre 2014

(2) Données consolidées Groupe retraitées de l’impact des normes IFRS 10 & 11 ; Dalkia France intégré à 100% sur toute l’année

(3) Données consolidées Groupe selon les règles IFRS en vigueur en 2014 ; Dalkia France intégré à 100% sur toute l’année

(2) (3)


193

L’eau : une gestion maîtrisée, un engagement international

Une faible exposition du Groupe au stress hydrique

Asie

Amérique du Sud

Europe

eau de mer

eau saumâtre

eau douce

98 % de l’eau de refroidissement prélevée par le groupe se trouve en Europe

65 % de l’eau prélevée est issue du milieu marin

99 % de l’eau prélevée est restituée au milieu naturel

25 255 (52 %) 5 836 (12 %) 17 725 (36 %)

6 (100 %)

570 (58 %)

416 (42 %)

Des engagements pris lors du dernier Forum mondial de l’eau du 2012 Investir les moyens nécessaires au développement des méthodes et outils pour évaluer l'empreinte eau de ses activités de production

d'électricité Maîtriser l'empreinte eau de ses activités de production d’électricité Créer de la valeur localement et intégrer dès la conception de ses projets d’ouvrages de production la minimisation de l’empreinte eau

Des réalisations EDF pilote le développement d’un outil d’évaluation (programme Water for Energy Framework), en collaboration avec la communauté

scientifique et les instances internationales des secteurs énergétiques Première version validée courant 2014, en tests sur 12 sites, dont 8 EDF

Répartition géographique des eaux de refroidissement prélevées - 2014 (en millions de mètres cubes)


194

La santé et la sécurité des salariés : une priorité absolue

(1) Nombre d’accidents du travail ayant entrainé un arrêt de travail supérieur à un jour, décomptés dans l’année en cours et par million d’heures travaillées

Une politique santé et sécurité à la maille du Groupe

Des résultats en ligne avec l’ambition

Diffusée en janvier 2014, cette politique est applicable

dans toutes les sociétés contrôlées par le Groupe, dans tous les pays où EDF opère

aux salariés du Groupe et aux sous-traitants intervenant sur ses installations et dans ses locaux

Elle est construite autour de quatre principes directeurs :

responsabilité

engagement des acteurs

amélioration continue

partage des bonnes pratiques et des retours d’expérience

des salariés du Groupe : résultats stables vs 2013 Objectif : diviser par deux le taux de fréquence des accidents du travail entre 2012 et 2017

des prestataires : publication depuis 2014

Résultat 2014 : 4,2

Cible

Zéro accident

Zéro impact sur la santé

Formation santé/sécurité

Critère d’intéressement d’EDF sur le taux de salariés ayant

suivi une action de formation dans les domaines de la

santé, de la sécurité et de la prévention des risques.

Objectif entre 30 % et 45 %

Résultat 2014 : 44,9 %

Taux de fréquence(1)

3,1 3,1 2,2

Taux de fréquence salariés

2013

2014

Objectif 2017


195

La précarité énergétique : un Groupe impliqué, au-delà des actions réglementaires

En France, l’action d’EDF s’articule autour de 3 volets :

��l’aide au paiement : aides financières pour régler une part des factures d’énergie, dans le cadre du Fonds de solidarité logement (FSL)

��l’accompagnement des clients en difficulté : programme d’alertes auprès des clients fragiles

„„la prévention : amélioration de la performance énergétique des logements des personnes en situation de précarité (programme « Habiter Mieux »)

Dans les autres sociétés du Groupe

„„EDF Energy

obligations réglementaires : programme gouvernemental ECO (Energy Companies Obligation) d’aide aux familles

réalisation volontaires : conseils énergétiques ou aide au paiement des dettes de ménages vulnérables (EDF Energy Trust Fund)

FSL « Habiter Mieux »

Energy Companies Obligation EDF Energy Trust Fund

23,3 23

contribution financière (M€)

2013

2014

29

32

contribution financière (M€)

2001-2013

2014

2015-2017 : 29 M€ / an

200 000 ménages

aidés

194 000 ménages

aidés

29 000 logements rénovés

50 000 logements rénovés

Période 2013 - 2015 :

Objectif atteint à fin 2014 avec 610 M€

2014

4 036 demandes traitées

pour 3,4 M€


196

EDF : Acheteur responsable

Une démarche RSE intégrée dans les étapes du processus achats

Révision en 2014 de ses principaux vecteurs :

politique achats qualité développement durable

charte développement durable fournisseur

cartographie des risques RSE dans la segmentation des achats

Des enjeux partagés au sein du Groupe

Développement et mise à disposition des directions et filiales d’une plateforme d’évaluation des pratiques RSE des fournisseurs

Une performance sous contrôle

• En 2014, la direction des achats groupe a réalisé 129 évaluations « développement durable / responsabilité sociale » pour un objectif de 90 56 %

44 % audit

questionnaires

Répartition des 129 évaluations


197

Un suivi rigoureux et accompagné d’une vérification externe

Certification : 98 % du Chiffre d’affaires consolidé Groupe couvert par une certification ISO 14001

EDF et le Global Compact

Adhésion en 2001

Niveau : Global Compact Advanced depuis 2012

Vérification par un tiers externe : depuis 2005, le Groupe s'est engagé dans une démarche volontaire de vérification de ses données environnementales et sociales par ses Commissaires aux comptes

2005 & 2006

Vérification de niveau

« procédures

convenues »

2007 à 2010

Vérification en « Assurance

modérée » sur une sélection

d’indicateurs

2011 & 2012

Vérification en « Assurance mixte »

• raisonnable sur CO2 et effectifs

• modérée sur les autres

indicateurs

2013 & 2014

Attestation de présence des informations RSE

publiées dans le Rapport de Gestion / DDR

Avis motivé sur la sincérité de ces infos avec une

assurance

• raisonnable sur CO2 et effectifs

• modérée sur les autres indicateurs

Démarche volontaire progressive, jusqu’à l’obtention d’une Assurance Mixte Conformité à la loi Grenelle II

Poursuite de la démarche volontaire


198

Notation extra-financière : des avancées majeures pour le Groupe en 2014 Des progrès significatifs dans la notation extra-financière d’EDF par les principales agences

Entrée dans un nombre croissant d’indices développement durable

Dernier événement : admission d’EDF dans le Global 100 index 2015, seule société du secteur « Electric Utilities »

EDF membre du FTSE4Good Index

Admission du Groupe confirmée en 2014 avec un haut niveau de performance

EDF noté 58/100 en 2014 (vs. 55/100 précédemment)

2013 2014

Score de transparence 95 98

Note de performance B B

EDF membre du CDLI France 2014 (Climate Disclosure Leadership Index)

2013 2014

Résultat EDF 66 % 79 %

Moyenne sur secteur « Electricity » 54 % 56 %

EDF membre de tous les Euronext Vigeo indices : World 120, Europe 120, Eurozone 120, et France 20

EDF membre du STOXX ESG Leaders Index

EDF noté 76/100 en 2014 (vs. 71/100 en 2013)

EDF fait partie des 5 opérateurs nucléaires mondiaux

répondant aux critères stricts développés et suivis par le

FTSE4Good Policy Committee. En 2014, la notation est

de 4,3/5 (3,7/5 en 2013)

EDF 2014 Industry Mover et Bronze Class dans le RobecoSam Sustainability Yearbook


199

Le projet : pour assurer le refroidissement des installations, la centrale de

Cordemais prélève en continu de l’eau dans l’estuaire de la Loire, une zone

caractérisée par une grande richesse de faune aquatique. Lors de ces

prélèvements effectués par de puissantes pompes situées à 14 mètres de

profondeur, des poissons sont susceptibles d’être aspirés. Pour limiter ce

phénomène, le site a équipé ses tambours filtrants (équipements servant à

séparer l’eau de tout élément solide) de pompes en forme de vis, permettant de

renvoyer les poissons aspirés dans leur milieu naturel tout en douceur. Le

nouveau système ne modifie pas les performances de pompage et n’engendre

pas de coûts de maintenance supplémentaires. Cordemais est le premier site

thermique français à mettre en place une telle solution. Cette initiative s’inscrit

dans le prolongement des initiatives entreprises par le site pour préserver la

faune de la Loire depuis 5 ans. Réalisé avec le soutien de l’Agence de l’Eau

Loire-Bretagne, le projet illustre la politique biodiversité d’EDF.

Bénéfices : préservation de la faune aquatique.

Le déploiement : aujourd’hui déployé sur 2 tranches de la centrale de

Cordemais, le dispositif sera étendu aux deux autres tranches. Le système est

duplicable sur tout site de production qui prélève l’eau dans un fleuve.

Innovation : environnement Pompe à poissons de Cordemais

Centrale thermique de Cordemais

Prélèvement de poissons récupérés par la pompe


FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

FINANCE

201

CSPE

Données historiques

Finance

202

236

Résultats 2014, objectifs 2015 et ambition 2018 207

Focus Crédit 222


202

Evolution du résultat net courant depuis 2010

Données historiques (1/5)

(1) CAGR

NB : les données présentées sont retraitées d’une année sur l’autre, mais ne sont pas retraitées sur la période considérée

2010 2011 2012 2013 2014

61 % 62 % 62 % 67 % 71 %

39 % 38 %

38 % 33 % 29 %

15 998

14 156

International et

Autres activités

France

Evolution de l’EBITDA depuis 2010

En millions d’euros En millions d’euros

14 939

16 099 17 279

2010 2011 2012 2013 2014

3 105

3 607

4 175 4 117

4 852

EBITDA en hausse de 5,1 %(1) depuis 2010 RNC en hausse de 11,8 %(1) depuis 2010

Finance Résultats 2014, objectifs 2015 et ambition 2018 Données historiques Focus Crédit CSPE

203

Croissance du Résultat net part du Groupe


(1) Variation organique à périmètre et change comparables

(2) +3,2 % hors rattrapage tarifaire

(3) RNPG 2011 : 3x vs. RNPG 2010

Croissance d’EBITDA(1) vs. Guidance

6,6 %

4,6 %

5,5 %

6,5 %

4 % 4 %

3 % 3 %

2011 2012 2013 2014

Croissance EBITDA Guidance min (1)

(2)

5,3 %

7,4 %

5,2 %

2011 2012 2013 2014

Croissance RNPG

N.A.(3)

Depuis 4 ans, des résultats au dessus des objectifs Depuis 4 ans, un Résultat net part du Groupe en

amélioration continue


204

2011 2012 2013 2014

2,5 %

3,1 %

1,1 % 0,9 %

Croissance(4) des OPEX depuis 2011


(1) Investissements opérationnels bruts y compris Linky

(2) Données retraitées des impacts des normes IFRS 10 et 11

(3) CAGR

(4) Données publiées de croissance organique à périmètre et change comparables

(5) À méthode constante

2010 2011 2012 2013 2014

65 % 66 % 62 % 69 % 65 %

35 % 34 %

38 % 31 % 35 % 10 274

International et

Autres activités

France

Evolution des CAPEX(1) depuis 2010

En millions d’euros

11 134

13 386 13 042

13 721

(2) (5)

Des efforts continus dans la maîtrise des Opex CAPEX en hausse de 7,5 %(3) depuis 2010


205

2010 2011 2012 2013 2014

8,6 9,2 8,5 9,0

13,2

4,40 % 4,30 %

3,70 % 3,80 % 3,29 %

2010 2011 2012 2013 2014

34 389 33 285

39 175

33 433 34 208

2,2 2,2

2,4

2,1 2,0

Evolution de la dette nette et du ratio dette nette/EBITDA depuis 2010


(1) Données retraitées des impacts des normes IFRS 10 et 11

(2) Pro forma après affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés le 13 février 2013 et retrait de 2,4 Mds€ du portefeuille d’actifs dédiés, permettant une

couverture à 100 % des engagements nucléaires éligibles au titre des actifs dédiés


Evolution de la maturité de la dette et du coupon depuis 2010

Depuis 5 ans, ratio d’endettement au plus bas

(1)

Dette nette Dette nette/EBITDA Maturité moyenne de la dette brute (années)

Coupon moyen

Depuis 5 ans, allongement de la maturité et

réduction du coût de la dette

(2)


206


(1) Hors rattrapage tarifaire ou 52 % y compris le rattrapage tarifaire de la période 2012-2013

(2) En 2013, le paiement en action d’une partie du solde du dividende de l’exercice 2012 s’est traduit par une augmentation du capital social de 6 millions d’euros, correspondant à

l’émission de 11 141 806 actions

(3) Les actionnaires détenant leurs actions de manière ininterrompue depuis deux ans au moins à la clôture de l'exercice et les ayant encore à la date de mise en paiement du

dividende pourront bénéficier d'un dividende majoré de 10 %. Le solde du dividende distribué au titre de l’exercice 2013 s’est élevé à 0,805 € par action pour les actions bénéficiant

du dividende majoré

53,6 %

60,4 %

55,0 % 56,5 %

58,0 %

0,57 0,57 0,57 0,57 0,57

0,58 0,58 0,58

0,68 0,68(3)

0,10

En € par action

Solde du dividende final

Acompte sur dividende

2010 2011 2012 2013

Taux de distribution du dividende depuis 2010 Dividende par action depuis 2010

2010 2011 2012 2013

1,25 1,25 1,15 1,15

Part du solde payée

en actions (2)

2014

1,25

2014 (1)


207

Résultats 2014 : des objectifs financiers atteints ou dépassés

(1) À périmètre et change comparables, hors impact de la régularisation des tarifs réglementés de vente pour la période du 23 juillet 2012 au 31 juillet 2013 suite à la

décision du Conseil d'Etat du 11 avril 2014

(2) EBITDA Edison 2014 incluant l’impact des renégociations du contrat gaz avec la Russie de +80 M€

(3) Ajusté de la rémunération des emprunts hybrides comptabilisée en fonds propres

Objectifs

Croissance de l’EBITDA(1) hors Edison : au moins 3 %

Ratio endettement financier net / EBITDA : 2,0x – 2,5x

Taux de distribution du Résultat Net Courant(3) : 55 % à 65 %

EBITDA Edison avant effet des renégociations de contrats gaz : supérieur à 600 M€

Réalisé

+3,2 % hors rattrapage tarifaire

2,0x

Proposition de 1,25 €/action

52 % / 58 % hors rattrapage tarifaire

801 M€(2)


208

Résultats 2014 : comptes de résultat simplifiés

(1) Résultat par action = (Résultat net part du Groupe – Rémunérations hybride) / nombre moyen d’actions en circulations, conformément à IAS 33

Incluant l’effet de la rémunération de l’émission hybride pour 103 M€ en 2013 et 388 M€ en 2014

(2) Hors éléments non récurrents et volatilité IAS 39

En millions d’euros 2013 retraité 2014

Chiffre d’affaires 71 916 72 874

Achats de combustible et d’énergie (38 116) (36 704)

Autres consommations externes (8 287) (9 181)

Charges de personnel (11 291) (11 785)

Impôts et taxes (3 481) (3 593)

Autres produits et charges opérationnels 5 358 5 668

Excédent brut d’exploitation (EBITDA) 16 099 17 279

Volatilité IAS 39 14 203

Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement (7 381) (8 097)

Pertes de valeur et autres produits et charges d’exploitation (398) (1 401)

Résultat d’exploitation 8 334 7 984

Résultat financier (2 942) (2 551)

Résultat avant impôts des sociétés intégrées 5 392 5 433

Résultat net part du Groupe 3 517 3 701

Résultat par action(1) 1,84 1,78

Résultat net courant(2) 4 117 4 852


209

Résultats 2014 : croissance de l’EBITDA portée principalement par la France

(1) Données retraitées de l’impact des normes IFRS 10 & 11

(2) Croissance organique à périmètre et change comparables, dont rattrapage tarifaire 2012-2013 pour +4,6 %

(3) Impact Groupe du rattrapage tarifaire : +744 M€ dont +731 M€ en France et +13 M€ chez Electricité de Strasbourg

16 099 17 279

+131 +1 357

(170) (183) +45

Croissance organique : +6,5 %(2)

Italie

Périmètre et change

France

R-U Autres

Moindre impact en 2014 des renégociations des contrats gaz

Dont change au R-U : +116 M€

2013(1) 2014

Baisse de la production nucléaire

Rattrapage tarifaire : + 731 M€(3)

En millions d‘euros


210

Résultats 2014 : répartition du CA et de l’EBITDA par segment

55 %

14 %

17 %

8 % 6 %

71 %

11 %

5 %

4 %

9 %

Chiffre d’affaires 2014 EBITDA 2014

France

Royaume-Uni

Italie

Autre International

Autres Activités


211

(2 942)

(2 551)

(17)

+161

+180 +67

Résultats 2014 : un RNC 2014 soutenu par la performance opérationnelle et financière


En millions d‘euros

Variabilisation de la dette

Résultat sur cessions

d’actifs dédiés

Autres

2013(1) 2014

Dont :

Résultat de change +122 M€

Actualisation -43 M€

Périmètre & change

En millions d‘euros 2013(1) 2014 ∆ %

EBIT 8 334 7 984 -4,2 %

Résultat financier (2 942) (2 551) -13,3 %

Impôts sur les résultats (1 896) (1 839) -3,0 %

Quote-part de résultat net des

coentreprises

et entreprises associées

262 179 -31,7 %

Résultat net – part des minoritaires 241 72 -70,1 %

Résultat net – part du Groupe 3 517 3 701 5,2 %

Hors éléments non récurrents 600 1 151

Résultat net courant 4 117 4 852 17,9 %

Charge financière nette en baisse


212

Résultats 2014 : bilan simplifié du groupe EDF

(1) Y compris dans les actifs détenus en vue de la vente ainsi que le prêt RTE

(2) Y compris les dérivés de couverture et dettes financières des actifs détenus en vue de la vente

En millions d’euros 31/12/2013

retraité 31/12/2014

Actif immobilisé 137 748 146 078

Dont Goodwill 9 081 9 694

Stocks et Clients 36 096 37 923

Autres actifs 57 589 65 609

Trésorerie et équivalents

et autres actifs liquides (1) 18 332 18 361

Actifs détenus en vue de

la vente (hors trésorerie

et actifs liquides)

1 154 18

Total Actif 250 919 267 989

31/12/2013 retraité 31/12/2014

Capitaux propres part du groupe 34 207 35 191

Résultat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle

4 998 5 419

Passifs spécifiques des concessions 43 454 44 346

Provisions 66 304 73 850

Passifs financiers(2) 51 765 52 569

Autres passifs 50 191 56 614

Passifs liés aux actifs détenus en vue de la vente (hors passifs financiers)

- -

Total Passif 250 919 267 989


213

Résultats 2014 : données financières

(1) Pro forma après affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés le 13 février 2013 et retrait de 2,4 Mds€ d’actifs permettant 100 % de couverture des passifs

nucléaires d’EDF éligibles aux actifs dédiés

En millions d‘euros 2012

retraité 2013

retraité 2014

EBITDA 15 998 16 099 17 279

Frais financiers nets décaissés (1 634) (1 719) (1 752)

Cash flow opérationnel

(FFO) 12 314 12 577 11 691

Endettement financier net 39 175(1) 33 433 34 208

Capitaux propres y compris

intérêts minoritaires 31 111 39 205 40 610


214

Résultats 2014 : évolution du cash flow (1/2)


(2) Dont dividende exceptionnel sur 2014 de 290 M€ reçu de CENG

(3) Hors Linky

En millions d‘euros 2013(1) 2014 ∆ %

EBITDA 16 099 17 279 7,3 %

Eléments non monétaires et variation des produits à recevoir trading

(224) (1 901)

Frais financiers nets décaissés (1 719) (1 752)

Impôt sur le résultat payé (1 936) (2 614)

Autres éléments dont dividendes reçus des coentreprises et entreprises associées(2) 357 679

Cash Flow opérationnel 12 577 11 691 -7,0 %

∆ BFR (1 711) (1 041)

Dont créance CSPE (360) (699)

Dont effet du rattrapage tarifaire TTC - (979)

Investissements nets hors opérations stratégiques(3) (11 830) (12 045)

Cash Flow après investissements nets (964) (1 395) -44,7 %


215

Résultats 2014 : évolution du cash flow (2/2)


(2) Y compris Linky

En millions d‘euros 2013(1) 2014

Cash Flow après investissements nets (964) (1 395)

Investissements nets sur opérations stratégiques(2) 755 158

Actifs dédiés 2 443 174

Cash Flow avant dividendes 2 234 (1 063)

Dividendes versés en numéraire (2 445) (2 556)

Rémunération des émissions hybrides (103) (388)

Cash Flow après dividendes (314) (4 007)


216

Résultats 2014 : stabilité des investissements nets(1)

(1) Investissements nets hors Linky et hors opérations stratégiques


Régulé Groupe

Maintenance Groupe

Développement Groupe

(48) +91 +172 11 830 12 045 12 045

International & Autres activités

Production - Commercialisation

(France non régulé)

ERDF, SEI (France régulé)

2014 2013(2) 2014

France Autres

28 %

46 %

26 % 27 %

48 %

25 %

26 %

48 %

26 %


International

Dont Dalkia : +147 M€


217

(33,4) (34,2)

+11,7

(1,0)

(12,0)

(2,9) +4,0 (0,6)

Résultats 2014 : évolution de l’endettement financier net


(2) Investissements nets hors Linky et hors opérations stratégiques

Dividendes

Investissements nets(2) Cash Flow

opérationnel ∆ BFR

Autres

Décembre 2014 Décembre 2013(1)

Emission hybride

En milliards d’euros

Dont change : (1,0)

Dont :

Rattrapage tarifaire : (1,0)

Créance CSPE : (0,7)

Climat : +0,8


218

Objectifs 2015

(1) À périmètre et change comparables, et hors impacts sur l’EBITDA en 2014 de la régularisation des tarifs réglementés de vente 2012

(2) Ajusté de la rémunération des emprunts hybrides comptabilisée en fonds propres

Croissance de l’EBITDA(1)

Ratio Endettement Financier Net/EBITDA

Taux de distribution du Résultat Net Courant(2)

0 à 3 %

Entre 2x et 2,5x

55 % à 65 %


219

Ambition 2018 : plan d’actions sur les leviers de génération de cash flow

(1) Hors Linky

-4,0

-3,0

+0,7

+0,3

Plan d’amélioration BFR

Effort de 3 Md€ à faire d’ici 2018, équivalent à celui estimé à fin 2013

2014 2014 - 2018

Equilibre du mécanisme de CSPE

Croissance de l’EBITDA □ Prise en compte du contexte régulatoire

et de marché

□ Maximisation de la marge brute

□ Poursuite des efforts de maîtrise des Opex

Maîtrise des investissements nets

Cash flow publié

Cash flow ajusté

Cash flow après

dividendes(1)

2018

Cash flow

après

dividendes(1)

positif en

2018

Normalisation

des éléments

non monétaires

Créance

CSPE



220

Ambition 2018 : plan d’amélioration du BFR

(1) À climat et prix constants

Fixation de l’objectif 2018 en supposant un contexte normalisé(1)

Mise en œuvre d’actions managériales fortes

Exemples de plans d’actions mis en œuvre Une contribution de l’ensemble

des métiers du Groupe

France

International

~ 52 %

~ 48 %

Créances

□ Optimisation du processus de facturation

et de recouvrement

Stocks

□ Gestion centralisée, notamment des stocks

de pièces de rechange

□ Optimisation Groupe des achats et des stocks

de combustible nucléaire

Objectif : 1,8 Md€ d’optimisation du cash-flow sur 2015-2018


221

Ambition 2018 : maîtrise des investissements nets(1)

(1) Investissements nets opérationnels hors Linky et hors opérations stratégiques

Identification des actifs non stratégiques et optimisation de leur valeur

Nouveaux projets de développement financés exclusivement par les cessions, en cohérence avec le projet Cap 2030

Déploiement du fonds EDF-Amundi (EnR, services énergétiques, etc.)

Projets existants : investissements nets de maintenance et développement

12 13

max. 11

Cible 2015 Perspective 2018 2014


Projets en développement : principes d’allocation du capital


222

Endettement financier net : évolution sur 2009-2014

(1) Données 2009 publiées

(2) Dont réseaux UK, RTE, EnBW, EDF EN, Edison et Dalkia

(42,5) (34,2)

+11,1 (17,0)

(12,6) +16,8

+10,1 (0,1)

2009(1)

Cash Flow hors invts de

développement

Invts de développement

Emprunts hybrides

Cessions & Opérations

stratégiques(2)

Dividendes versés

Autres

2014

Augmentation de la dette

de 18,5 Mds€

En milliards d’eurps


223

Répartition de la position de liquidité au 31/12/2014 hors lignes de crédit

Une position forte en termes de liquidité

Une position de liquidité brute de 28,4 Mds€ composée par:

4,7 Mds€ en trésorerie et équivalents de trésorerie

~13,0 Mds€ en actifs liquides

10,7 Mds€ de lignes de crédit syndiquées et bilatérales

Une position de liquidité nette de 19,3 Mds€

27 %

73 % Actifs liquides

Cash &

équivalents


224

Dette brute après swaps au 31 décembre 2014

(1) Principalement HUF, CHF, PLN, BRL, CAD et JPY

Dette financière nette : 34,2 Mds€ Coupon moyen : 3,29 % Maturité moyenne de la dette brute : 13,2 années

Ventilation par type de taux

Taux variable 40 %

Taux fixe 60 %

Ventilation par devise

EUR 68 %

GBP 23 %

Autres(1) 4 %

USD 5 %

Variabilisation de la dette et réduction de l’exposition au dollar américain

76 %

24 %

2013 25 %

61 %

4 % 10 %

2013

2014 2014


225

Echéancier des dettes obligataires par devises

(1) Suite au rachat d’une partie de la dette initiale fin 2010, le montant que le Groupe a réellement décaissé à échéance s'élève à 1 382 millions d’euros

-

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

EUR GBP USD JPY CHF Autres

(1)

En millions d’euros, avant swaps Dont

(en équivalent M€) 2015 2016 2017

EUR 1 912 1 091 599

USD - - 1 435

JPY 69 303 -

CHF 25 - 579


226

Notations financières comparées

Sources : agences de notation au 2 juillet 2015

(1) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par S&P en date du 7 mai 2015

(2) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par Moody’s en date du 16 avril 2015

Notations S&P

Notations Moody’s

Notations Fitch

EDF A+ négatif(1) A1 négatif(2) A+ négatif

Engie A stable A1 négatif na

E.ON BBB+ stable Baa1 stable

A- sous

surveillance

négative

Enel BBB positif Baa2 stable BBB+ stable

Iberdrola BBB positif Baa1 stable BBB+ stable

SSE A- stable A3 négatif A- négatif

RWE BBB+ négatif Baa1 négatif BBB+ négatif

Endesa BBB positif na BBB+ stable

Vattenfall A- stable A3 stable A- négatif

na : non applicable


BBB+ A- A A+

A3

A2

A1

Aa3

EDF Engie

E.ON Iberdrola

Vattenfall

RWE

SSE

Nota

tion M

oody’s

Notation S&P

Enel

Baa1

Baa2

BBB

Endesa

227

Provisions Groupe pour avantages du personnel : 24,1 Mds€

+1 639

+4 611

(667) (940) +144

19 331

-1 423

Ecarts

actuariels

42 697

Charge nette

2014

Cotisations versées aux

fonds

31/12/2014 31/12/2013

retraité

Prestations versées


Périmètre et Autres

24 118

Principalement effet de la baisse du taux d’actualisation en France qui passe de 3,5 % à 2,2 %


228

Provisions nucléaires du Groupe : 44,3 Mds€

+955 (1 423)

42 139

-1 423 Reprises

Dotations Désactualisation

31/12/2014

+2 004

-468

31/12/2013

retraité

Ecarts de conversion

+657


Autres variations

(12)

44 320


229

Provisions nucléaires d’EDF en France : 34,1 Mds€

(1) L’évaluation de la provision concernant CIGEO est sensible au coût brut du stockage mais également à des hypothèses structurantes. Un relèvement du devis brut d’un pas de 1 Md€ aux conditions

économiques de 2011 aurait un impact estimé à environ 200 millions d’euros en valeur actualisée sur la provision à fin décembres 2014. Pour plus d’informations, voir le paragraphe 29.1.2 des

comptes consolidés au 31/12/2014 (http://finance.edf.com/fichiers/fckeditor/Commun/Finance/Publications/Annee/2015/resultats_annuels/vf/comptes_consolides_2014_EDF_group.pdf )


En millions d‘euros 31/12/2013

retraité Dotations

nettes Désactua-

lisation Autres

Variations 31/12/2014

Total des provisions pour aval du cycle

nucléaire 17 321 (402) 808 54 17 781

Provisions pour gestion du combustible usé 9 779 (191) 462 55 10 105

Provisions pour gestion à long-terme

des déchets radioactifs(1) 7 542 (211) 346 (1) 7 676

Total des provisions pour déconstruction

et derniers cœurs 15 337 259 736 (53) 16 279

Provisions pour déconstruction

des centrales nucléaires 13 024 259 625 (42) 13 866

Provisions pour derniers cœurs 2 313 - 111 (11) 2 413

TOTAL NUCLÉAIRE 32 658 (143) 1 544 1 34 060

230

Taux d’actualisation des provisions nucléaires en France

(1) Calcul réalisé avec le dispositif actuel.

Pour plus de détails, se référer aux comptes consolidés 2014, §29.1.5 « Actualisation des provisions liées à la production nucléaire et analyses de sensibilité »

Le taux d’actualisation ressortant de la méthode de calcul usuelle de l’entreprise s’établit à 4,6 % au 31 décembre 2014, prenant en compte une hypothèse d’inflation de 1,7 %

Les travaux en cours depuis 2013 entre les exploitants nucléaires et l’administration française autour du dispositif réglementaire relatif au taux d’actualisation des provisions ont abouti, et leur traduction réglementaire devrait intervenir au cours du premier trimestre 2015

Avec le nouveau dispositif envisagé, le plafond de taux d’actualisation se serait établi au 31 décembre 2014 à environ 4,8 %

Décembre 2013 Juin 2014 Décembre 2014

Taux d’actualisation nominal 4,8 % 4,8 % 4,6 %

Taux plafond réglementaire 4,58 % 4,46 % 4,31 %(1)

Inflation 1,9 % 1,9 % 1,7 %


231

Analyse de sensibilité du taux d’actualisation

(1) Calcul réalisé avec le dispositif actuel.

Pour plus de détails, se référer aux comptes consolidés 2014, §29.1.5 « Actualisation des provisions liées à la production nucléaire et analyses de sensibilité »

Sensibilité au taux d'actualisation

Montants

provisionnés en

valeur actualisée

Sur la provision au bilan

Sur le résultat avant impôt

En millions d'euros +0,20 % -0,20 % -0,30 % +0,20 % -0,20 % -0,30 %

Aval du cycle nucléaire

Gestion du combustible usé 10 105 (171) 180 274 141 (149) (227)

Gestion à long-terme des déchets

radioactifs 7 676 (381) 425 657 327 (368) (568)

Déconstruction et derniers cœurs

Déconstruction des centrales

nucléaires 13 866 (431) 449 681 52 (54) (82)

Derniers cœurs 2 413 (64) 68 103 - - -

Total 34 060 (1 047) 1 122 1 715 520 (571) (877)


232

Actifs dédiés

(1) Part relative aux coûts futurs de gestion à long-terme des déchets radioactifs

(2) Dont les participations dans RTE et TIGF

(3) Dont les participations dans RTE, TIGF et Porterbrook

7,6

14,6

13,9 3,3

5,1 0,5


Actifs dédiés Provisions

Créance

CSPE

EDF Invest(3)

Portefeuille financier et trésorerie

Provision pour gestion

à LT des déchets radioactifs

Provisions pour derniers cœurs(1)

Provision pour déconstruction des centrales

nucléaires

7,5

13,9

13,0 2,8

5,0

0,5

Actifs dédiés Provisions

21,7 21,0

Créance

CSPE

EDF Invest(2)

Portefeuille financier et trésorerie Provision

pour gestion à LT des déchets

radioactifs

Provisions pour derniers cœurs(1)

Provision pour déconstruction des centrales

nucléaires

23,0 22,0

31/12/2013

31/12/2014

Le taux de couverture des passifs nucléaires éligibles aux actifs dédiés d’EDF est de 105 % au 31 décembre 2014


233

Révision du taux de couverture des provisions nucléaires par les Actifs Dédiés Le décret n° 2015-331 du 24 mars 2015 modifiant le décret no 2007-243 du 23 février 2007 relatif à la

sécurisation du financement des charges nucléaires, et publié au Journal Officiel le 26 mars 2015 :

□ introduit une contrainte supplémentaire sur le taux de couverture des provisions nucléaires par les Actifs Dédiés

□ tout en rendant plus explicite la possibilité de retraits

Si les provisions restent inchangées, ou ne sont impactées que par l’effet

de l’actualisation ou par des décaissements couverts par les provisions

Toute marge entre 100 % et 110 % est destinée à couvrir les risques de rentabilité future des actifs et ne peut être

réduite par des retraits d’actifs

Si les provisions augmentent du fait d’une augmentation des dépenses ou de nouvelles hypothèses

L’augmentation de provisions doit être couverte par une même augmentation absolue des actifs, dans la limite

de 110 % des nouvelles provisions

Si les provisions décroissent du fait d’une réduction des dépenses ou de nouvelles hypothèses

Un retrait d’actif du même montant absolu est possible, tout en maintenant 100 % de couverture minimum


234

Performance 2014 des actifs dédiés d’EDF

(1) Performance annuelle avant impôts. La performance du portefeuille financier (actions et obligations) est de +10,7 %, à comparer à un benchmark de +12,6 %

(2) Dont les participations dans RTE, TIGF et Porterbrook

(3) Créance CSPE après couverture

Une performance du portefeuille financier supérieure à 10 % pour la troisième année consécutive

□ Des choix d’allocation privilégiant la prudence : sous-sensibilité obligataire et sous-pondération des actions Pacifique et Emergents en début d’année

□ Mise en œuvre d’un indice de référence stratégique obligataire plus diversifié souverains et entreprises

EDF Invest, qui assure la gestion des investissements non cotés, affiche une performance de 8,4 % et poursuit la constitution de son portefeuille

La créance CSPE est rémunérée à 1,72 % / an, avec un échéancier de remboursement à horizon 2018

Titres et OPCVM

obligataires

EDF Invest(2)

Titres et OPCVM actions

Créance CSPE(3)

3 264

6 419

7 574

5 136

Composition du portefeuille au 31/12/2014

23 033


Performance(1) 2014 : +7,9 %

Performance annuelle moyenne sur 10 ans : +6,0 %

Trésorerie 640


235

EDF Invest poursuit la constitution de son portefeuille

(1) RTE est une filiale détenue à 100 % par le Groupe EDF

(2) 18 % à mars 2015 suite à la cession de 2 %

Infrastructures

RTE (France) : 50 % des titres de RTE(1) affectés aux Actifs Dédiés depuis le 31 décembre 2010

TIGF (France) : Participation de 18 %(2) dans TIGF, l’opérateur de transport et de stockage de gaz du Sud-ouest de la France, acquise en juillet 2013 auprès de Total en consortium avec SNAM et GIC

Porterbrook (Royaume-Uni) : Participation minoritaire au sein d’un consortium formé avec Allianz Capital Partners, le fonds de pension canadien AIMCO et le fonds australien Hastings. Porterbrook est l’une des trois principales sociétés de leasing de matériel ferroviaire au RU

Madrileña Red de Gas (Espagne) : Participation minoritaire au sein d’un consortium formé avec l’investisseur chinois Gingko Tree et le fonds de pension néerlandais PGGM. Madrileña Red de Gas est l’opérateur du principal réseau de distribution de gaz dans la région de Madrid (investissement réalisé en mai 2015)

Immobilier

Campus Thalès (France) : Participation minoritaire, aux côtés de AG Real Estate et Predica, dans un ensemble immobilier d’environ 85 000 m2 situé à Gennevilliers qui héberge la société Thalès Communications and Security

Siège Zalando et Hôtel Steigenberger (Allemagne) : Participation minoritaire aux cotés d’Amundi dans un ensemble immobilier constitué de bureaux et d’un hôtel situés à Berlin(3)

Cottbus (Allemagne) : Participation minoritaire aux côtés d’Amundi dans un centre commercial situé à Cottbus(3)

Gerland (France) : Participation minoritaire aux côtés de Gecina, dans un ensemble immobilier tertiaire en construction à Lyon, faisant l’objet d’un bail avec EDF

Fonds de Logement Intermédiaire (France) : Participation dans le fonds créé par la Société Nationale Immobilière

Private Equity Une dizaine de participations à ce jour, respectant un objectif de diversification par type de fonds et par géographie

(3) Participations appelées à être détenues via un fonds d’investissement immobilier créé avec Amundi

venant compléter, à titre non exclusif, la stratégie d’investissement immobilier d’EDF Invest


236

Périmètre de la CSPE (Contribution aux Charges de Service Public de l’Electricité)

La CSPE couvre 3 missions de service public distinctes :

Les pertes de recettes et surcoûts liés à la participation d’EDF au Tarif de Première Nécessité (TPN) aux personnes en situation de précarité

Population concernée :

2,33 millions de foyers (métropole, Corse et outre-mer) qui ont bénéficié du Tarif de Première Nécessité à fin 2013

200 000 ménages en 2014 pour le FSL(1)

Les surcoûts de production dans les zones non interconnectées (Corse et DOM), non couverts par la part énergie des tarifs réglementés

L’électricité est vendue dans les zones non interconnectées au même prix qu’en France métropolitaine, alors que les coûts de production sont significativement plus élevés

Les obligations d’achat

Conçues à l’origine pour les unités de cogénération, elles ont ensuite été étendues aux volumes de production d’électricité issus de sources d’énergies renouvelables (principalement éolien et photovoltaïque)

(1) Fonds de Solidarité pour le Logement


237

Les principes et les hausses annoncées de la CSPE La Contribution au Service Public de l’Electricité (CSPE) :

□ est prélevée auprès du consommateur via une ligne « Autres prestations » figurant sur la facture

□ est collectée par les opérateurs de réseaux et les fournisseurs d’électricité

□ est augmentée périodiquement : « À défaut d’un arrêté fixant le montant de la contribution due pour une année donnée avant le 31 décembre de l’année précédente, le montant proposé par la Commission de Régulation de l’Énergie en application de l’alinéa précédent entre en vigueur le 1er janvier, dans la limite toutefois d’une augmentation de 0,003 €/KWh par rapport au montant applicable avant cette date»

10,5 13,5

€/MWh

1er juillet 1er janvier

2012

16,5

1er janvier

Les coûts de portage antérieurs à 2013 et ceux de 2013 ont été pris en compte par la CRE

19,5(1)

2013 2014 2015

1er janvier


(1) Délibération de la CRE du 15 octobre 2014

238

Principales composantes de la CSPE pour EDF

(1) Les obligations d’achats comprennent l’électricité produite en métropole à partir de : hydraulique inférieure à 12 MW, biomasse, éolien, photovoltaïque,

cogénération, valorisation des déchets ménagers et énergies de récupération à l’exception de la Corse et des DOM

(2) Les surcoûts de production et les obligations d’achat en Corse et dans les DOM, le Tarif de Première Nécessité et le Fonds de Solidarité pour le Logement (FSL)

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 exposées par EDF et liées à certaines missions de service public :

Augmentation des charges à compenser par la CSPE principalement due aux obligations d’achat liées au développement des ENR et à la baisse des prix de marchés

En millions d’euros 2012 2013 2014

Obligations d’achat(1) 3 155 67 % 3 330 65 % 3 905 66 %

Autres(2) 1 532 33 % 1 773 35 % 1 983 34 %

Total CSPE EDF 4 687 5 103 5 888

La CSPE dans les DOM et en Corse varie avec les achats d’énergie et de combustibles,

le coût de remplacement des anciennes centrales de production d’électricité et les volumes d’obligations

d’achat


239

Evolution des charges d’obligations d’achat d’EDF en métropole

(1) La CSPE compense également les coûts de production en Corse et DOM et le Tarif de Première Nécessité

(2) Périmètre EDF SA hors SEI

(3) Variation des obligations d’achat : baisse de 1,7 TWh de la cogénération, hausse de 1,0 TWh de l’éolien et de 1,2 TWh du photovoltaïque

1 784 M€ 2 044 M€ 1 802 M€ 1 519 M€

2 244 M€

3 155 M€ 3 330 M€ 3 905 M€

48,9 €/MWh 46,9 €/MWh 43,2 €/MWh

34,6 €/MWh

Principe : La CSPE(1) compense l’écart entre coût des obligations d’achat et prix de marché

5 132 M€

4 028 M€

5 199 M€

Surcoût des obligations d’achat à compenser par la CSPE(2)

Montant des obligations d’achat valorisées au prix de marché

Montant des obligations d’achat

2011 2012 2013

Prix de marché

2014

5 424 M€(3)


240

La CSPE dans les comptes d’EDF à fin 2014

Compte de résultat

□ La compensation du surcoût des missions de service public concernées est comptabilisée en « Autres Produits et Charges Opérationnels » pour 5 888 M€

□ La compensation des coûts de portage du déficit cumulé au sens CRE est comptabilisée en « Résultat financier » pour 93 M€

Bilan

□ Enregistrée dans le fonds de roulement sous «Autres créances» pour 2 056 M€

□ La créance reconnue par l’Etat est enregistrée en créance financière pour 5 144 M€

□ CSPE sur énergie en compteur (à collecter après avoir livré l’énergie) au passif pour 1 122 M€

Tableau des flux de trésorerie

□ Fonds collectés : 5 195 M€

□ Augmentation du Besoin en Fonds de Roulement – Débiteurs et Créditeurs : 560 M€


241

Impact de la CSPE sur les états financiers d’EDF

(1) Créance CSPE hors couverture

En millions d’euros 2012 2013 2014

Compte de résultat

Surcoûts / Manque à gagner constatés

Impact sur les « Autres Produits et Charges Opérationnels »

EBITDA

Impact sur le résultat avant impôt

(4 687)

4 687

Neutre

629

(5 103)

5 103

Neutre

83

(5 888)

5 888

Neutre

93

Bilan

Besoin en fonds de roulement (Autres débiteurs)

Dette (CSPE sur énergie livrée non encore facturée, Autres créditeurs)

Créance financière

997

(747)

4 879

1 357

(984)

5 051

2 056

(1 122)

5 144(1)

Flux de trésorerie

Recettes perçues sur énergie facturée

Augmentation du BFR sur la créance CSPE

Augmentation du BFR – Débiteurs et créditeurs

3 261

1 426

1 258

4 652

360

123

5 195

699

560


242

Déficit CSPE : impact de la baisse des prix de marché et de la réduction de l’assiette de collecte

(1) 360 M€ dans les comptes d’EDF après 91 M€ transférés en créance financière

(2) Hors coûts de portage de 6 M€ au titre de 2013 et 2014

(3) Estimation d’EDF de janvier 2015 sur la base de la comptabilité 2014, qui sera confirmée dans la délibération CRE de fin 2015

(4) Source délibération CRE 15 octobre 2014 : estimation 2015 des charges et revenus

En millions d’euros 2013 2014 2015e

Charges à compenser par la CSPE dans la comptabilité EDF -5 103 -5 888

Recettes Cash comptables 4 652 5 195

Augmentation de la créance d’exploitation CSPE en comptabilité +451(1) +693(2)

Charges à compenser à EDF, reconnues par la CRE -5 056 -5 888(3) -5 960(4)

Collecte de CSPE d’EDF, reconnue par la CRE 4 896 5 361(3) 6 633

Augmentation du déficit supporté par EDF, reconnu par la CRE +159 +527(3) -673

Prix de marché moyen (en €/MWh) 43,2 34,6 42,6

Volumes d’obligations d’achats (en TWh) Dont une partie est exposée au prix de marché de l’année

37 38 42

Assiette EDF de collecte de la CSPE, basée sur climat réel en 2013 et 2014 (en TWh)

363 325 340


243

Suivi de l’accord avec l’Etat

L’Etat s’est engagé sur un échéancier maximal de remboursement de la créance reconnue à fin 2012, soit 4 968 M€, composée du déficit de compensation (4 341 M€) et des coûts de financement passés (627 M€), la créance portant intérêt au taux de 1,72 %

Cette créance doit être remboursée au plus tard à fin 2018

Les 627 M€ de coûts de financement passés ont été pris en compte par la CRE par une majoration exceptionnelle des charges 2013

Les coûts de financement de 2013 ont été calculés par la CRE en 2014, intégrés aux charges prévisionnelles de l’année 2015 qui devraient être intégralement compensées par la CSPE à 19,5 €/MWh

D’après la délibération de la CRE d’octobre 2014, la collecte 2015 devrait être supérieure aux charges de l’année


244

Evolutions prévues concernant la gestion de l’énergie sous Obligation d’Achat (OA)

(1) Délibération de la CRE du 16 décembre 2014

Dans le cadre de la future vente sur le marché de l’énergie sous Obligation d’Achat (OA) achetée par EDF(1) :

Création d’un périmètre d’équilibre dédié à l’OA (PE-OA)

□ Voué à regrouper toutes les installations bénéficiant de l’OA en métropole continentale

□ Gestion du PE-OA et réalisation des prévisions de production de l’ensemble des installations rattachées au PE-OA assurées par EDF

Elargissement de la compensation liée aux obligations d'achats

□ Compensation du coût des écarts entre prévision et production réalisée de l’énergie sous OA (environ 30 M€/an), dès la création du périmètre d’équilibre dédié

□ Compensation objective du surcoût de l’énergie sous OA supporté par EDF (compensation

complémentaire attendue d’environ 20 M€/an)


245

Augmentation estimée de la créance de CSPE sur 2014

(1) Equilibre estimé par la CRE en octobre 2013

(2) Ecart dans la comptabilisation de la collecte, entre le volume d'énergie livré et le volume d’énergie facturé par EDF

(3) Obligations d’achats

149

699

160

165

75

150


Equilibre

Prévisionnel

pour 2014(1)

Insuffisance prévue

par EDF fin 2013

pour 2014(2)

Hausse des charges

d’OA(3) due à la baisse

des prix de marché

Impact climat sur la

collecte

Impact de la baisse

structurelle de la

consommation sur la

collecte

Impact de la hausse

des exonérations aux

industriels

Insuffisance

constatée par EDF

sur 2014


FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

DONNÉES DE MARCHÉ

247

Prix historiques

Marchés transfrontaliers et étrangers

Environnement régulatoire en Europe

Données de marché

248

251

257


248

Séparation des réseaux & ouverture des marchés en Europe

Données de marché Environnement régulatoire en Europe Marchés transfrontaliers et étrangers Prix historiques

Directive de 1996

Directive de 2003

3ème paquet

Ouverture des marchés

des Etats membres

Entreprises : grandes, puis intermédiaires

Tous types de clients

Accès de tiers

Trois types de modèles

Accès régulé des tiers

Séparation des GRT

Séparation managériale

Séparation légale

Trois types de modèles

Séparation des GRD

Séparation comptable

Séparation légale

Régulation

Autorité chargée du

règlement des différents

Régulateur indépendant de

l’industrie

Evolution vers une régulation européenne

(ACER)

Réalisé

Réalisé

Débat en suspens

Réforme envisagée

Débat sur mise en œuvre

• Débats sur la frontière entre

distributeurs et fournisseurs

• Question de la séparation des GRD

pas à l’ordre du jour

• Quelle régulation des

données ?

• Rôles respectifs de l’ACER et des

associations de gestionnaires de

réseaux de transport

Ambition : faire des entreprises électriques des

acteurs de marché classiques

249

Objectif clé : un marché européen intérieur de l’électricité

2013 Paquet

Infrastructures

2007 Régulation financière

TEN

2006 Décision (intérêts

partagés, coordination)

2003 Règles d’inter-

connexion

1995 « Réseaux Trans-

Européens » (TEN)

Renforcement des

infrastructures

2014 Couplage avancé

2010 Couplage de la zone

CWE

2009 3ème paquet (codes de

réseaux, Acer...)

2006 couplage trilatéral

2004 Création de

mini fora

1998 Création du Forum de Florence

Couplage, intégration de marchés

MODELE

CIBLE

La Commission européenne présente ce processus comme un succès majeur Un processus d’intégration de marchés et de développement de réseaux, initié il y a 20 ans

Des améliorations significatives en dépit des budgets limités et de l'opposition locale

2015

Codes de réseaux en

cours

2015

Application de l’objectif

d’interconnexion 10% puis 15%


250

Adéquation des capacités de production et organisation de marché : les tendances actuelles

DES MECANISMES SONT NECESSAIRES

• Les Etats membres doivent garantir la sécurité d’approvisionnement

• La croissance des capacités renouvelables les rend nécessaires

ILS DOIVENT ETRE « INTELLIGENTS »

• Orientés « marché »

• Non discriminatoires (production et effacement de la demande)

• Pas d’effet d’aubaine

ILS PEUVENT S’APPUYER SUR LES CAPACITES D’INTERCONNEXION

• En réduisant les marges nationales

• Ou en impliquant les interconnexions

• A terme, en les couplant, en cas d’accord entre Etats membres

Le bon fonctionnement des marchés énergie et de capacités permet l’investissement


251

Marchés : consommation d’électricité (non-corrigée des effets climat et calendrier)

En TWh

143

137

144

146 145 146

147

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Pologne

495

487

513

479

490 495

465

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

France

342

322

329

318 318 317

304

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Royaume-Uni

340

320

331 335

328

318

309

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Italie

Source : RTE Source : DECC - Données prévisionnelles pour 2014

Source : Terna Source : ENTSO-E


252

Un marché européen de l’énergie qui reste divisé en « plaques électriques » - moyenne des prix spot en 2014

(1) Variation par rapport aux prix moyens sur 2013, arrondie au dixième

(2) Capacités de transfert nettes annuelles moyennes calculées par RTE en décembre 2013 pour l’année 2014, exprimées en MW

(3) Source : ENTSOE, en MW

Des zones de marché interconnectées mais distinctes

□ Prix : moyenne des prix spot en 2014 pour la France (Epex), l’Allemagne (Epex), le Royaume-Uni (EDFT), l’Espagne (OMEL), les Pays-Bas (APX), la Belgique (Belpex) et l’Italie (Ipex)

1 300(2)

1 300(2) 1 600(2)

900(2)

1 700(2)

3 100(2)

2 300(2)

3 100(2)

1 900(2) 1 900(2)

1 200(2) 2 800(2)

1 400(3) 1 400(3)

51,9 €/MWh

52,1 €/MWh

34,6 €/MWh

32,8 €/MWh

41,2 €/MWh -10,8 €/MWh(1)

-7,2 €/MWh(1)

-5,0 €/MWh(1)

-8,6 €/MWh(1)

-10,9 €/MWh(1)

47,4 €/MWh -0,1 €/MWh(1)

-2,2 €/MWh(1)

42,1 €/MWh

Niveau de capacités commerciales disponibles


253

Capacités d'interconnexion maximum en J-1, réalisées en 2014 et augmentations prévues

Source : RTE

1 270

1 070 3 100

1 160

2 000

1 600

Nouvelles interconnexions

France - Espagne □ Baixas – Sta Llogaia (RTE - REE Projet

INELFE) mi-2015 : Export : +1 000 MW

Import : +1 200 MW

France - Royaume-Uni □ Eleclink (Eurotunnel - Star Capital) 2018 :

Export : +1 000 MW

Import : +1 000 MW

Renforcements

France - Italie

□ 2020 : +500 MW

En MW

2 000 3 200 3 000

1 800

3 200

1 300 Capacités

d’interconnexion

Maximum, réalisées en 2014


254

Spread France – Allemagne (1/3)

Remarque : sur la période observée, le prix spot a atteint un minimum le 16 juin 2013 à -37,66 €/MWh, et un maximum le 5 décembre 2013 à 40,60 €/MWh

En 2014, la France a été exportatrice vers l’Allemagne de mai à août en raison d’une bonne disponibilité nucléaire et d'un équilibre offre / demande détendu en France

-40

-20

0

20

40

60

Spread spot

Spread à terme En €/MWh


255


En 2014, le spread annuel moyen s’explique d’abord par…

une saturation des interconnexions entre l’Allemagne et la France

des situations où le prix de marché en France est fixé par des moyens de production au gaz alors que le prix de marché en Allemagne est fixé par

des moyens de production au lignite et au charbon

dans un contexte économique où les coûts de production des moyens gaz sont supérieurs à ceux des moyens charbon.

…mais aussi par des situations extrêmes peu fréquentes :

Exceptionnellement des spreads très négatifs qui pèsent peu dans la formation du spread annuel (août 2014)

Des pics de prix positifs liés à des situations de tension sur le système électrique français. En raison des conditions climatiques très douces en

2014, ces pics de prix ont été beaucoup moins fréquents que les années précédentes

Les marchés français et allemand ont été couplés 51 % des heures en 2014, avec un spread

annuel entre les deux pays beaucoup plus faible que l’an dernier (1,9 €/MWh vs 5,5 €/MWh)

Un spread moyen de 1,9 €/MWh en 2014

Les prix dans les deux pays sont couplé 51 % du temps

Le prix français est supérieur au prix allemand 31 % du temps

Le prix allemand est supérieur au prix français 17 % du temps


256


La saisonnalité du spread France-Allemagne reflète une thermo-sensibilité plus importante de la demande électrique française :

• En hiver, prépondérance d’un spread positif. De plus, des situations de tension sur l’équilibre offre/demande français peuvent

apparaître contribuant à la formation d’un spread très important

• En été, prépondérance d’un spread négatif, les prix français étant généralement plus faibles qu’en Allemagne

Du fait de la thermo-sensibilité de la consommation en France, le spread France-Allemagne suit un

cycle saisonnier particulièrement marqué

± 1°C en hiver :

= ± 2 400 MW en France(1)

= ± 450 MW en Allemagne

(1) Source RTE


257

France : historique des prix spot en base de l’électricité La détermination du prix spot est liée à plusieurs facteurs :

Niveau de la demande

Disponibilité des flottes de production et gestion de la demande

Prix des combustibles fossiles

Mix énergétique du pays

Source : EPEX

En 2014 : recul de 9,2 €/MWh des prix spot moyens vs 2013 sous l’effet d’une demande faible liée à un climat doux et d’une bonne disponibilité nucléaire

Au T1 2015 : hausse des prix spot en base moyens à 44,9 €/MWh (+7,1 €/MWh vs T1 2014) en raison de températures plus froides ayant entraîné une hausse de la demande et une utilisation accrue des moyens thermiques, notamment les centrales à gaz

Base min 2013 = -40,99 €/MWh Base min sur T1 2015 = 17,80 €/MWh

Base max sur T1 2015 = 62,12 €/MWh

Base max 2013 = 82,86 €/MWh

En €/MWh

Avril 2013 – Mars 2014

Avril 2014 – Mars 2015


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

258

Prix à terme de l’électricité France, R-U, Italie et Allemagne (N+1) du 01/04/13 au 31/03/2015

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

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)

En €/MWh


259

Prix à terme de l’électricité France, R-U, Italie et Allemagne (N+2) du 01/04/13 au 31/03/2015 En €/MWh

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

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)


260

Prix du charbon (N+1) en 2014 En $/T

A 69,9 $/t à fin décembre, le prix à terme du charbon a reculé en moyenne de 10,6 $/t sur l’ensemble de l’année, en raison d’un équilibre offre / demande mondial très détendu


60

65

70

75

80

85

90

janv.-14 févr.-14 mars-14 avr.-14 mai-14 juin-14 juil.-14 août-14 sept.-14 oct.-14 nov.-14 déc.-14

261

Prix du brent (N+1) en 2014 En $/bbl

Le cours du Brent s’est établi à 57,3 $/bbl à fin 2014, en baisse de 53,5 $/bbl par rapport à fin 2013. Les prix sont restés stables jusqu'à fin juin, autour de 110 $/bbl, puis ont baissé continuellement depuis juillet.


40

50

60

70

80

90

100

110


262

45

50

55

60

65

70


Prix du gaz NBP (N+1) en 2014 En p/therm

Le prix du gaz a clôturé l’année à 50,0 p/therm, en baisse de 16,9 p/therm par rapport à fin 2013 La baisse du prix du pétrole ainsi que la détente à court-terme sur l’équilibre Offre / demande gazier ont tiré les prix à terme à la baisse, via les stockages


263

Prix du CO2 (N+1) en 2014 En €/t

3,5

4,5

5,5

6,5

7,5


Le prix du CO2 a augmenté en 2014 pour terminer l’année à 6,9 €/t, en hausse de 1,9 €/t par rapport à 2013. L’année 2014 a été ponctuée d’annonces relatives au « backloading »

et au Market Stability Reserve (MSR), faisant réagir les acteurs du marché


FAITS

& CHIFFRES

FAITS

& CHIFFRES

ANNEXES

265

Une équipe dédiée aux analystes et aux investisseurs

Calendrier financier

Annexes

267

268

Glossaire 269

Interprétation IFRIC 21 266


266

Interprétation IFRIC 21 : application au groupe EDF

(1) Les données définitives seront communiquées en juillet 2015, à l’occasion des résultats semestriels

Annexes Calendrier financier Glossaire Vos interlocuteurs Interprétation IFRIC 21

Principes d’application :

□ Modification des modalités de comptabilisation existantes pour les taxes annuelles autres que les

impôts sur les bénéfices

□ Application par le groupe EDF depuis le 1er janvier 2015, avec application rétrospective aux

comptes publiés en 2014

Impacts pour le Groupe :

□ Comptabilisation de certaines taxes non plus étalée sur l'année mais effectuée, dans la plupart des

cas, au 1er janvier de l'année

□ Principales taxes concernées par ce changement de comptabilisation : taxes d’exploitation

des activités du groupe EDF en France (notamment taxe sur les installations nucléaires, imposition

forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER), taxe foncière, ... )

Pas d’impact significatif sur les comptes consolidés annuels

Impact sur les comptes retraités à fin juin 2014 : environ(1) (0,8) Md€ sur l’EBITDA et (0,6) Md€ sur le Résultat net Part du Groupe

267

Calendrier financier

30 juillet 2015

Paiement du dividende

Résultats semestriels 2015

Chiffre d’affaires 3ème trimestre 2015 5 novembre 2015

5 juin 2015

Calendrier financier Glossaire Vos interlocuteurs Interprétation IFRIC 21 Annexes

268

Pour vous aider à mieux comprendre le groupe EDF, vous pouvez également visiter notre page internet dédiée aux analystes et aux investisseurs : http://finance.edf.com/finance-41326.html

…dans laquelle vous pouvez télécharger :

Le Pack Analyste, avec les principales données financières et extra financières en format Excel

http://finance.edf.com/espace-analystes-et-investisseurs/l-essentiel-283407.html

Le Document de Référence de l’année 2014


Toute la documentation concernant nos résultats trimestriels

http://finance.edf.com/actualites-et-publications/publications/resultats-financiers/resultats-annuels-283450.html

Une équipe dédiée aux Investisseurs et aux Analystes

Calendrier financier Glossaire Vos interlocuteurs Interprétation IFRIC 21

Pour plus d’information, notre équipe est à votre disposition à l’adresse [email protected]

Annexes

mailto:[email protected]



http://finance.edf.com/finance-41326.html

http://finance.edf.com/espace-analystes-et-investisseurs/l-essentiel-283407.html


http://finance.edf.com/actualites-et-publications/publications/resultats-financiers/resultats-annuels-283450.html

269

Glossaire (1/6) ANDRA : la loi du 30 décembre 1991 a créé un établissement public à caractère industriel et commercial, l’Agence nationale pour la gestion

des déchets radioactifs (ANDRA), en charge de la gestion à long-terme des déchets radioactifs. À ce titre, l’Agence, placée sous la tutelle des Ministres de l’Industrie, de la Recherche et de l’Environnement, a notamment mis en service les centres de stockage de l’Aube pour la gestion à long-terme des déchets à vie courte

APE : l'Agence des Participations de l'Etat est un service à compétence nationale placé sous l'autorité conjointe du Ministre de l'Économie, de l’Industrie et du Numérique et du Ministre des Finances et des Comptes publics. Elle exerce la mission de l'Etat actionnaire en veillant aux intérêts patrimoniaux de l'Etat dans la gestion de ses participations financières

Architecte-ensemblier : pour EDF, la notion d’architecte ensemblier recouvre la maîtrise de la conception et du fonctionnement des centrales, de l’organisation des projets de développement, du planning de réalisation et du coût de construction, des relations avec l’Autorité de Sûreté Nucléaire et de l’intégration directe du retour d’expérience d’exploitation. Le rôle d’architecte-ensemblier assure à EDF la maîtrise de sa politique industrielle de conception, de déconstruction et d’exploitation de son parc de centrales

ARENH : Accès Régulé à l’Electricité Nucléaire Historique

ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire) : l’ASN assure, au nom de l’État, le contrôle de la sûreté nucléaire et de la radioprotection en France pour protéger les travailleurs, les patients, le public et l’environnement des risques liés à l’utilisation du nucléaire. Elle est en charge notamment du contrôle externe des installations nucléaires en France. L’ASN est une autorité administrative indépendante de plus de 300 personnes. Elle est représentée, à l’échelon national, par la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection (« DGSNR »)

Centre de stockage : les déchets radioactifs à vie courte de faible et moyenne activité (« FMA ») issus des centrales nucléaires, de l’usine de La Hague, ou encore de l’usine CENTRACO, sont expédiés vers le Centre de stockage de l’ANDRA situé à Soulaines dans l’Aube qui est opérationnel depuis 1992. Ce centre est d’une capacité de 1 000 000 m3 et possède une capacité d’accueil d’environ 60 ans. Les déchets radioactifs à vie courte de très faible activité (TFA) sont expédiés vers le Centre de stockage de l’ANDRA situé à Morvilliers (dans l’Aube également). Ce centre a été mis en service en octobre 2003, et possède une durée de fonctionnement de 30 années environ


270

Glossaire (2/6) Clean Dark Spread : le clean dark spread, exprimé en €/MWh, représente la différence entre le prix de vente de l’électricité et le coût

variable de production (essentiellement coût du charbon et coût du CO2)

Cogénération : technique de production combinée d’électricité et de chaleur. L’avantage de la cogénération est de récupérer la chaleur dégagée par la combustion alors que dans le cas de la production électrique classique, cette chaleur est perdue. Ce procédé permet ainsi, à partir d’une même installation, de répondre aux attentes des industriels et collectivités territoriales qui ont besoin à la fois de chaleur (eau chaude ou vapeur) et d’électricité. Ce système améliore l’efficacité énergétique du processus de production et permet d’utilise en moyenne 20 % de combustible en moins

Compteur intelligent : système qui permet d’enregistrer, à un point de connexion du réseau donné, les volumes d’électricité transmis ou distribués (puissance, fréquence, énergie active ou réactive)

CRE (Commission de Régulation de l’Energie) : mise en place le 30 mars 2000, son but est de veiller au bon fonctionnement du marché de l’électricité et du gaz. La CRE, autorité administrative indépendante, est un organe de régulation pour l’ouverture du marché de l’énergie. Elle s’assure que tous les producteurs et clients éligibles disposent d’un accès non discriminatoire au réseau. Dans le cadre de ses prérogatives, elle surveille, autorise, règle les différends et, le cas échéant, sanctionne

CCG (Cycle Combiné Gaz) : technologie la plus récente de production d’électricité dans une centrale thermique fonctionnant au gaz naturel. Un cycle combiné est constitué d’une ou plusieurs turbines à combustion (TAC) et d’une turbine à vapeur, ce qui permet d’en améliorer le rendement. Le gaz de synthèse est envoyé dans la turbine à combustion qui génère de l’électricité et des gaz d’échappement très chauds (fumées). La chaleur des fumées est récupérée par une chaudière qui produit ainsi de la vapeur. Une partie de la vapeur est alors récupérée par la turbine pour produire de l’électricité


271

Glossaire (3/6) Cycle du combustible : le cycle du combustible nucléaire regroupe l’ensemble des opérations industrielles menées en France et à

l’étranger qui permettent de livrer le combustible pour produire de l’énergie en réacteur, puis d’assurer son évacuation et son traitement. Le cycle se décompose en trois étapes : 1) l’amont du cycle : le traitement des concentrés issus du minerai d’uranium, la conversion, l’enrichissement et la fabrication du combustible (plus de deux ans); 2) le cœur du cycle, qui correspond à l’utilisation en réacteur : réception, chargement, exploitation et déchargement (trois à cinq ans); 3) l’aval du cycle : l’entreposage en piscine, le retraitement des combustibles usés pour réutilisation en réacteurs des matières valorisables, la vitrification des déchets de haute activité, puis l’entreposage des déchets avant stockage

Déchets : aujourd’hui, la production de 1 MWh d’électricité d’origine nucléaire (équivalent à la consommation mensuelle de deux ménages) génère de l’ordre de 11 g de déchets, toutes catégories confondues. Les déchets à vie courte représentent plus de 90 % de la quantité totale des déchets, mais ils ne contiennent que 0,1 % de la radioactivité totale de ceux-ci

Disponibilité d’une centrale : fraction de la puissance disponible sur la puissance théorique maximale en ne tenant compte que des indisponibilités techniques. Le coefficient de disponibilité (Kd) se définit comme le ratio entre la capacité de production réelle annuelle (ou productible annuel) et la capacité de production théorique maximale, avec la capacité de production théorique maximale = puissance installée x 8 760 h. Le Kd, qui ne prend en compte que les indisponibilités techniques, à savoir les arrêts programmés, les indisponibilités fortuites et les périodes d’essais, caractérise la performance industrielle d’une centrale. Pour le parc nucléaire d’EDF en France, la capacité de production théorique maximale est de 553 TWh (63,1 GW x 8 760 h)

ELD : Entreprise Locale de Distribution. Les ELD commercialisent et acheminent l’énergie électrique auprès des clients finals situés sur leur zone de desserte exclusive


272

Glossaire (4/6) Energies Renouvelables : énergies dont la production n’entraîne pas l’extinction de la ressource initiale. Elles sont essentiellement tirées

des éléments terre, eau, air, feu, et du soleil. Elles comprennent l’énergie hydraulique, l’énergie éolienne, l’énergie solaire, l’énergie produite par les vagues et les courants marins, la géothermie (c’est-à-dire l’énergie tirée de la chaleur issue du magma terrestre) et la biomasse (c’est-à-dire l’énergie tirée de la matière vivante, en particulier du bois et des résidus végétaux). On y ajoute souvent l’énergie issue de l’incinération des déchets ménagers ou industriels

EPIC : Etablissement Public à Caractère Industriel et Commercial

ETS : Emission Trading System

EPR (European Pressurized Reactor) : réacteur nucléaire européen à eau pressurisée. De la dernière génération actuellement en construction (dite génération 3), il est né d’une collaboration franco-allemande, et offre des évolutions sur les plans de la sûreté, de l’environnement et des performances techniques

Fourniture électrique : on distingue dans la demande électrique, quatre formes de consommation : la fourniture électrique de « base » (ou « Ruban »), qui est produite ou consommée de façon permanente toute l’année ; la fourniture de « Semi-base » dont la période de production et de consommation est concentrée sur l’hiver ; la fourniture de « Pointe » qui correspond à des périodes de production ou de consommation chargées de l’année ; la fourniture « En dentelle » qui constitue un complément d’une fourniture de « Ruban »

Interconnexion : ouvrage de transport d’électricité qui permet les échanges d’énergie entre des pays différents, en reliant le réseau de transport d’un pays à celui d’un pays limitrophe

LNG ou GNL (Gaz Naturel Liquéfié) : gaz naturel mis en phase liquide par l’abaissement de sa température à – 162 °C permettant de réduire 600 fois son volume


273

Glossaire (5/6) MEDEF : Mouvement des Entreprises de France

Midstream : ensemble des actifs physiques permettant de disposer, d’acheminer et de moduler l’énergie gaz. Ceux-ci peuvent être des actifs physiques (gazoducs, stockage, terminaux GNL, etc.) ou contractuels (droits afférents dans les capacités précitées, contrats d’achats, etc.). Le segment midstream inclut les activités de négoce et de trading

NOx : oxyde d’azote

Ofgem : l’Ofgem est la commission de régulation de l’énergie au Royaume-Uni. Ses principales missions consistent en la protection des consommateurs, la régulation des monopoles de gaz et d’électricité, la sécurisation de l’approvisionnement en énergie de la Grande-Bretagne ainsi que la contribution à la lutte contre le changement climatique et autres travaux visant à un développement durable

Plan National d’Allocation des Quotas (PNAQ) : ce plan définit la quantité totale de quotas d’émissions de gaz à effet de serre que l’État compte octroyer pour le système d’échange de quotas pour chaque période pluriannuelle (PNAQ 1 2005-2007, PNAQ 2 2008-2012) et la méthode d’affectation employée pour allouer les quotas aux installations industrielles concernées

PPA (Price Purchase Agreement) : convention d’achat d’électricité

Productible hydraulique : énergie maximale que les aménagements hydroélectriques pourraient produire à partir des apports dans les conditions normales d’hydraulicité

PWR ou REP (Réacteur à Eau Pressurisée) : les REP utilisent de l'eau ordinaire, appelée aussi eau légère, comme caloporteur et modérateur, ce qui les classe dans la famille des réacteurs à eau légère. Cette eau qui refroidit le cœur des réacteurs à eau pressurisée est sous haute pression (environ 150 atm) et ne bout pas - contrairement aux réacteurs à eau bouillante. Un générateur de vapeur (GV) récupère ensuite la chaleur portée par le caloporteur et la transfère vers le circuit secondaire comportant la turbine à vapeur. Cette dernière entraîne à son tour un alternateur, qui produit l’électricité


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Glossaire (6/6) Réseaux de distribution : en aval du réseau de transport, les réseaux de distribution, à moyenne et basse tension, desservent les clients

finals (particuliers, collectivités, PME, PMI)

Réseau de transport : réseau assurant le transit de l’énergie électrique à haute et très haute tension des lieux de production jusqu’aux réseaux de distribution ou des sites industriels qui lui sont directement raccordés ; il comprend le réseau de grand transport et d’interconnexion (400 000 volts et 225 000 volts) et les réseaux régionaux de répartition (225 000 volts, 150 000 volts, 90 000 volts et 63 000 volts)

RTE : RTE est l’opérateur du système de transport de l’électricité en France. C’est une entreprise de service public, qui opère, maintient, et développe le réseau à haute et très haute tension

SOx : Oxyde de soufre

Stockage : le stockage consiste à placer les colis de déchets radioactifs dans une installation assurant leur gestion à long-terme, c’est-à-dire dans des conditions propres à assurer la sûreté et à maîtriser les risques dans la durée

Sûreté nucléaire : la sûreté nucléaire regroupe l’ensemble des dispositions techniques, organisationnelles et humaines qui sont destinées à prévenir les risques d’accident et à en limiter les effets, et qui sont mises en œuvre à toutes les étapes de la vie d’une centrale nucléaire, de la conception à l’exploitation et jusqu’à la déconstruction

Tranche nucléaire : unité de production électrique comportant une chaudière nucléaire et un groupe turbo-alternateur. Une tranche nucléaire se caractérise essentiellement par son type de réacteur et la puissance de son groupe turbo-alternateur. Les centrales nucléaires EDF comprennent deux ou quatre tranches, plus rarement six


FAITS

& CHIFFRES

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FAITS & CHIFFRES · 8 Les chiffres-clé du groupe EDF en 2014 (1) Capacité nette de production revenant au Groupe en application des règles de consolidation comptable