RÉSULTATS ANNUELS. Annexes

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1 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes 1

2 Avertissement Cette présentation ne constitue pas une offre de vente de valeurs mobilières aux Etats-Unis ou tout autre pays. Aucune assurance ne peut être donnée quant à la pertinence, l exhaustivité ou l exactitude des informations ou opinions contenues dans cette présentation, et la responsabilité des dirigeants d EDF ne saurait être engagée pour tout préjudice résultant de l utilisation qui pourrait être faite de cette présentation ou de son contenu. Le présent document peut contenir des objectifs ou des prévisions concernant la stratégie, la situation financière ou les résultats du groupe EDF. EDF estime que ces prévisions ou objectifs reposent sur des hypothèses raisonnables mais qui peuvent s avérer inexactes et qui sont en tout état de cause soumises à des facteurs de risques et incertitudes. Il n y a aucune certitude que les évènements prévus auront lieu ou que les résultats attendus seront effectivement obtenus. Les facteurs importants susceptibles d entraîner des différences entre les résultats envisagés et ceux effectivement obtenus comprennent notamment la réussite des initiatives stratégiques, financières et opérationnelles d EDF fondées sur le modèle d opérateur intégré, l évolution de l environnement concurrentiel et du cadre réglementaire des marchés de l énergie, et les risques et incertitudes concernant l activité du Groupe, sa dimension internationale, l environnement climatique, les fluctuations des prix des matières premières et des taux de change, les évolutions technologiques, l évolution de l activité économique. Des informations détaillées sur ces risques potentiels et incertitudes sont disponibles dans le Document de Référence d EDF déposé auprès de l Autorité des marchés financiers le 10 avril 2012 (consultable en ligne sur le site internet de l AMF à l adresse ou celui d EDF à l adresse EDF ne s engage pas et n'a pas l'obligation de mettre à jour les informations de nature prévisionnelle contenues dans ce document pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de cette présentation. 2

3 SOMMAIRE Comptes consolidés 2011 retraités 4 Comptes consolidés 10 Financement et trésorerie 49 Stratégie et investissements 61 Energies renouvelables 74 France Production 80 Royaume-Uni Nucléaire 92 France Domaine régulé 94 France Commerce 102 France CSPE 114 Marchés 122 3

4 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Comptes consolidés 2011 retraités 4

5 Comptes consolidés 2011 retraités Compte de résultat 2011 retraité En millions d 2011 publié Impact option IAS retraité Chiffre d affaires Achats de combustible et d énergie (30 195) - (30 195) Autres consommations externes (9 931) - (9 931) Charges de personnel (10 917) 115 (10 802) Impôts et taxes (3 101) - (3 101) Autres produits et charges opérationnels EBITDA Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading (116) - (116) Dotations aux amortissements (6 285) - (6 285) Dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession (221) - (221) (Pertes de valeur) / reprises (640) - (640) Autres produits et charges d exploitation EBIT Résultat financier (3 780) - (3 780) Résultat avant impôts des sociétés intégrées Impôts sur les résultats (1 305) (31) (1 336) Quote-part de résultat net des entreprises associées Résultat net consolidé Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (236) (3) (239) Résultat net part du Groupe

6 Comptes consolidés 2011 retraités Bilan au 31/12/2011 retraité - Actif ACTIF En millions d 31/12/2011 publié Impact option IAS 19 31/12/2011 retraité Goodwill Autres actifs incorporels Immobilisations en concessions de distribution publique d électricité en France Immobilisations en concessions des autres activités Immobilisations de production et autres immobilisations corporelles du domaine propre Participations dans les entreprises associées (140) Actifs financiers non courants (257) Impôts différés actifs Actif non courant Stocks Clients et comptes rattachés Actifs financiers courants Actifs d impôts courants Autres débiteurs Trésorerie et équivalents de trésorerie Actif courant Actifs détenus en vue de leur vente Total de l actif

7 Comptes consolidés 2011 retraités Bilan au 31/12/2011 retraité - Capitaux propres et passif PASSIF En millions d 31/12/2011 publié Impact option IAS 19 31/12/2011 retraité Capital Réserves et résultats consolidés (2 087) Capitaux propres Part du groupe (2 087) Intérêts attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle (148) Total des capitaux propres (2 235) Provisions liées à la production nucléaire - Aval du cycle, déconstruction des centrales et derniers cœurs Provisions pour déconstruction hors installations nucléaires Provisions pour avantages du personnel Autres provisions Provisions non courantes Passifs spécifiques des concessions de distribution publique d électricité en France Passifs financiers non courants Autres créditeurs non courants Impôts différés passifs Passif non courant Provisions courantes Fournisseurs et comptes rattachés Passifs financiers courants Dettes d impôts courants Autres créditeurs courants Passif courant Passifs liés aux actifs détenus en vue de leur vente Total des capitaux propres et du passif

8 Comptes consolidés 2011 retraités Tableau des flux de trésorerie consolidés 2011 retraité En millions d 2011 publié Impact option IAS retraité Opérations d'exploitation : Résultat avant impôt des sociétés intégrées Pertes de valeur (reprises) Amortissements, provisions et variations de juste valeur (115) Produits et charges financiers Dividendes reçus des entreprises associées Plus ou moins-values de cession (686) (51) (737) Variation du besoin en fonds de roulement (1 785) - (1 785) Flux de trésorerie nets générés par l'exploitation Frais financiers nets décaissés (1 623) - (1 623) Impôts sur le résultat payés (1 331) - (1 331) Flux de trésorerie nets liés aux opérations d exploitation Opérations d'investissement : Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement (6 791) - (6 791) Opérations de financement : Flux de trésorerie avec les actionnaires (3 721) - (3 721) Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement (1 591) - (1 591) Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie Trésorerie et équivalents de trésorerie à l'ouverture Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie Incidence des variations de change Produits financiers sur disponibilités et équivalents de trésorerie Incidence des autres reclassements (37) - (37) Trésorerie et équivalents de trésorerie à la clôture

9 Comptes consolidés 2011 retraités Evolution de l endettement financier net 2011 retraité En millions d 2011 publié Impact option IAS retraité Excédent Brut d Exploitation (EBITDA) Neutralisation des éléments non monétaires inclus dans l EBITDA (1 925) (115) (2 040) Frais financiers nets décaissés (1 623) - (1 623) Impôts sur le résultat payés (1 331) - (1 331) Autres éléments Cash Flow Opérationnel (FFO) Variation du Besoin en Fonds de Roulement net (1 121) - (1 121) CAPEX Bruts (11 134) - (11 134) Cessions d immobilisations Free Cash Flow (1 477) - (1 477) Actifs dédiés France (315) - (315) Autres investissements financiers nets Dividendes versés (2 383) - (2 383) Autres variations 8-8 Variation monétaire de l endettement financier net hors effet de périmètre et de change (890) - (890) Effets de la variation du périmètre Effets de la variation de change (516) - (516) Autres variations non monétaires (97) - (97) Variation de l endettement financier net Endettement financier net ouverture Endettement financier net clôture

10 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Comptes consolidés 10

11 Comptes consolidés Chiffre d affaires par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre International Autres activités Chiffre d affaires 2010 ajusté Change (302) - (166) (3) (107) (26) Périmètre (37) 13 - (81) (53) 84 Croissance organique (762) (338) Chiffre d affaires Change (1) Périmètre Croissance organique Chiffre d affaires

12 Comptes consolidés Croissance du chiffre d affaires du Groupe En millions d' % % org. France ,2 5,2 Royaume-Uni ,7 6,4 Italie ,1 10,8 Autre International ,3 5,5 Autres activités ,1 2,8 Groupe ,4 5,8 12

13 Comptes consolidés EBITDA par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre International Autres activités EBITDA 2010 ajusté Change (73) - (31) (1) (30) (11) Périmètre (23) (28) - (6) 15 (4) Croissance organique (202) EBITDA 2011 publié Impact option IAS EBITDA 2011 retraité Change (1) 1 12 Périmètre (17) Croissance organique (30) 137 (249) 90 EBITDA

14 Comptes consolidés Croissance de l EBITDA du Groupe En millions d' 2011 retraité 2012 % % org. France ,0 8,0 Royaume-Uni ,8-1,5 Italie ,1 23,1 Autre International ,6-19,5 Autres activités ,4 4,7 Groupe ,7 4,6 EBITDA en hausse organique de 4,6 % portée par les bonnes performances de la France, de l Italie (grâce aux arbitrages obtenus) et d EDF Energies Nouvelles 14

15 Comptes consolidés Comptes de résultat simplifiés En millions d' 2011 retraité 2012 Chiffre d affaires Achats de combustible et d énergie (30 195) (37 098) Autres consommations externes (9 931) (10 087) Charges de personnel (10 802) (11 624) Impôts et taxes (3 101) (3 287) Autres produits et charges opérationnels EBITDA Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading (116) (69) Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement (6 506) (7 013) Pertes de valeur et autres produits et charges d exploitation 135 (757) EBIT Résultat financier (3 780) (3 362) Résultat avant impôts des sociétés intégrées Résultat net part du Groupe Résultat net courant (1) (1) Hors éléments non récurrents & volatilité IAS 39 15

16 Comptes consolidés Evolution du résultat net En millions d' 2011 retraité 2012 % Résultat avant impôts des sociétés intégrées ,5 Impôts sur les résultats (1 336) (1 586) 18,7 Quote-part de résultat net des entreprises associées x5 Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle (239) (241) 0,8 Résultat net part du Groupe ,3 Neutralisation des éléments non récurrents x2 Résultat net courant (1) ,9 (1) Hors éléments non récurrents & volatilité IAS 39 16

17 Comptes consolidés Evolution comparée France / International et Autres activités En millions d France International et Autres activités TOTAL 2011 retraité 2012 % 2011 retraité 2012 % 2011 retraité 2012 % Chiffre d affaires , , ,4 EBITDA , , ,7 EBIT , , ,4 Répartition des résultats 2012 France International et Autres activités Chiffre d affaires 53,8% 46,2% EBITDA 61,7% 38,3% EBIT 67,5% 32,5% 17

18 Comptes consolidés Du chiffre d affaires au résultat d exploitation 2011 retraité par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre Internat. Autres activités Chiffre d affaires Achats de combustible et d énergie (30 195) (14 087) (4 810) (5 306) (5 075) (917) Autres consommations externes (9 931) (6 040) (1 046) (455) (633) (1 757) Charges de personnel (10 802) (8 062) (1 009) (217) (478) (1 036) Impôts et taxes (3 101) (2 834) (54) (11) (92) (110) Autres produits et charges opérationnels EBITDA Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement Pertes de valeur et autres produits et charges d exploitation (116) (29) 50 (1) (64) (72) (6 506) (4 119) (966) (427) (528) (466) (319) 309 (268) EBIT (Résultat d exploitation) (155)

19 Comptes consolidés Du chiffre d affaires au résultat d exploitation 2012 par segment En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre Internat. Autres activités Chiffre d affaires Achats de combustible et d énergie (37 098) (16 360) (5 330) (8 628) (5 575) (1 205) Autres consommations externes (10 087) (5 860) (1 215) (577) (681) (1 754) Charges de personnel (11 624) (8 676) (1 128) (261) (504) (1 055) Impôts et taxes (3 287) (2 955) (99) (15) (94) (124) Autres produits et charges opérationnels (55) 356 EBITDA Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activité de Trading Dotations aux amortissements et aux provisions pour renouvellement Pertes de valeur et autres produits et charges d exploitation (69) (74) 50 (5) (2) (38) (7 013) (4 358) (888) (644) (590) (533) (757) 68 (244) (105) (389) (87) EBIT (Résultat d exploitation)

20 Comptes consolidés Evolutions organiques 2012 En millions d TOTAL GROUPE France Royaume- Uni Italie Autre Internat. Autres activités Chiffre d affaires En % 5,8 5,2 6,4 10,8 5,5 2,8 Achats de combustible et d énergie (4 025) (2 273) (169) (858) (512) (213) En % 13,3 16,1 3,5 16,2 10,1 23,2 Autres consommations externes (93) (50) (36) 42 En % -0,4-3,0 8,9 11,0 5,7-2,4 Charges de personnel (676) (614) (45) (7) (2) (8) En % 6,3 7,6 4,5 3,2 0,4 0,8 Impôts et taxes (177) (121) (41) (2) 1 (14) En % 5,7 4,3 75,9 18,2-1,1 12,7 Autres produits et charges opérationnels (227) 348 (112) 130 En % 47,9 52,9-77,5 n.s. n.s. 55,6 EBITDA (30) 137 (249) 90 En % 4,6 8,0-1,5 23,1-19,5 4,7 n/s : non significatif 20

21 Comptes consolidés Evolution par segment de la volatilité liée à IAS 39 (1) En millions d France (29) (74) (45) Royaume-Uni Italie (1) (5) (4) Autre International (64) (2) 62 Autres activités (72) (38) 34 Groupe (116) (69) 47 (1) Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de Trading 21

22 Comptes consolidés Charge d impôt : + 17,6 % (1) En millions d' (1 336) Dépréciation d impôts différés actifs Augmentation du résultat avant impôts Autres (1 586) 2011 retraité 2012 Le taux effectif d impôt est de 32,5 % en 2012 contre 28,6% en 2011 (1) Croissance organique à périmètre et change comparables 22

23 Comptes consolidés Résultat financier En millions d' Charges d endettement financier brut Produits des actifs dédiés -221 (3 780) Autres produits financiers dont CSPE Charges d actualisation et autres (1) (3 362) (1) Dont -244 M lié aux effets du changement du taux d actualisation des provisions nucléaires 23

24 Comptes consolidés Analyse de l évolution du résultat financier En millions d Coût de l endettement financier brut Dont charges d intérêts sur opérations de financement Dont résultat net de change sur endettement et autres (2 271) (2 284) 13 (2 443) (2 538) 95 Charges d actualisation (3 064) (3 285) Autres produits et charges financiers Résultat financier (3 780) (3 362) Le résultat financier comprend un produit de 629 M en 2012 au titre du coût de portage de la CSPE 24

25 Comptes consolidés Des charges d intérêt sur endettement aux frais financiers nets décaissés En millions d' Charges d intérêt sur opérations de financement (2 284) (2 538) Intérêts courus non échus Dividendes reçus Autres produits & charges financiers Frais financiers nets décaissés (1 623) (1 634) 25

26 Comptes consolidés Quote-part de résultat net des entreprises associées En millions d' 2011 retraité 2012 RTE NTPC (Laos) ALPIQ (276) (201) 75 Dalkia Holding 23 (1) (24) Domofinance 4 3 (1) Groupe EDF Trading 5 4 (1) Autres TOTAL

27 Comptes consolidés Résultat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle En millions d' 2011 retraité 2012 EDF Energy EDF Luminus Dalkia International Pologne (29) Electricité de Strasbourg Meco EDF Energies Nouvelles 17 2 (15) Autres 6 (14) (20) TOTAL

28 Comptes consolidés Evolution de l endettement financier net En millions d 2011 retraité 2012 Excédent Brut d Exploitation (EBITDA) Neutralisation des éléments non monétaires inclus dans l EBITDA (2 040) (715) Frais financiers nets décaissés (1 623) (1 634) Impôts sur le résultat payés (1 331) (1 586) Autres éléments Cash Flow Opérationnel (FFO) Variation du Besoin en Fonds de Roulement net (1 121) (2 390) CAPEX Bruts (11 134) (13 386) Cessions d immobilisations Free Cash Flow (1 477) (2 714) Actifs dédiés France (315) (737) Autres investissements financiers nets (1 021) Dividendes versés (2 383) (2 355) Autres variations Variation monétaire de l endettement financier net hors effet de périmètre et de change (890) (6 462) Effets de la variation du périmètre (1 870) Effets de la variation de change (516) (137) Autres variations non monétaires (97) 179 Variation de l endettement financier net (8 290) Endettement financier net ouverture Endettement financier net clôture

29 Comptes consolidés Investissements nets (1) En millions d Cessions d immobilisations corporelles Investissements financiers Cessions, sorties de dettes DVAS et autres -313 Subventions Investissements opérationnels bruts Investissements opérationnels nets Investissements nets (1) Hors Linky et opérations stratégiques 29

30 Comptes consolidés Investissements opérationnels bruts (CAPEX bruts) Italie EDF Energies Nouvelles Autre International 0,4 Mds 0,3 Mds Royaume-Uni 1,2 Mds 1,3 Mds Autres activités 0,5 Mds 11,1 Mds Italie 2011 France non Régulé 4,3 Mds France régulé 3,1 Mds EDF Energies Nouvelles Autre International 0,5 Mds 0,4 Mds Royaume-Uni 2 Mds 1,6 Mds Autres activités 0,6 Mds 13,4 Mds 2012 France non régulé 4,8 Mds France régulé 3,4 Mds Des investissements opérationnels bruts en croissance de 20% 30

31 Comptes consolidés Investissements opérationnels bruts (CAPEX bruts) de développement Augmentation capacité hydro France West Burton (R-U) & THF France Italie & activités gazières 1% 7% Autres 12% 8% 3,9 Mds EDF Energies Nouvelles 33% West Burton (R-U) & THF France Italie & activités gazières 9% 5% Autres 12% 5,5 Mds Renouvelables 41% Insulaire France 10% 2011 Nouveau nucléaire 29% Insulaire France 8% Nouveau nucléaire 25% 2012 Un engagement fort de la part d EDF en faveur du développement des énergies renouvelables 31

32 Comptes consolidés Cash Flow 2011 En milliards d -2,0 14,9 Eléments non monétaires -1,3 IS -1,6 Frais fin. nets +0,3 Autres éléments 10,3-1,1 BFR Investissements opérationnels nets -10,7 EBITDA retraité -1,5 Autres variations +0,2-1,3 Cash Flow Opérationnel (FFO) Free Cash flow Cash flow (1) (1) Hors Linky et opérations stratégiques 32

33 Comptes consolidés Cash Flow 2012 En milliards d 16,1-0,7 Eléments non monétaires -1,6-1,6 IS +0,1-2,4 Frais fin. nets Autres éléments 12,3 BFR Investissements opérationnels nets -12,6 EBITDA (1) Hors Linky et opérations stratégiques Cash Flow Opérationnel (FFO) -2,7 Free Cash flow Investissements Financiers Autres Nets variations +0,5 +0,4-1,8 Cash flow (1) 33

34 Comptes consolidés Bilans simplifiés du groupe EDF En millions d 31/12/2011 retraité 31/12/ /12/2011 retraité 31/12/2012 Actif immobilisé Dont Goodwill Stocks et Clients Autres actifs Trésorerie et équivalents et autres actifs liquides (1) Actifs détenus en vue de la vente (hors trésorerie et actifs liquides) Total Actif Capitaux propres part du groupe Résultat attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle Passifs spécifiques des concessions Provisions Passifs financiers (2) Autres passifs Passifs liés aux actifs détenus en vue de la vente (hors passifs financiers) Total Passif (1) Y compris dans les sociétés détenues en vue de la vente et ainsi que les prêts RTE et aux sociétés en contrôle conjoint (2) Y compris les dérivés de couverture et dettes financières des sociétés en vue de la vente 34

35 Comptes consolidés Goodwill En millions d' 31/12/ /12/2012 Variation EDF Energy Dalkia International EDF Luminus Electricité de Strasbourg EDF Energies nouvelles (14) ESTAG EDF Trading Edison (1 400) Autres TOTAL (1 236) 35

36 Comptes consolidés Variations des Capitaux Propres Part du Groupe au 31 décembre 2012 En milliards d +3,3-2,1-4,3 Résultat net Dividendes EDF SA +0,4 +0,1 28,5 Variation nette des écarts actuariels Ecarts de conversion et variation nette de juste valeur des instruments financiers Autres 25,9 Capitaux propres retraités au 31/12/2011 Capitaux propres au 31/12/

37 Comptes consolidés Provisions 31 décembre 2011 retraité 31 décembre 2012 En millions d Courant Non Courant Total Courant Non Courant Total Provisions pour aval du cycle nucléaire Provisions pour déconstruction nucléaire et derniers cœurs Provisions pour avantages du personnel Autres provisions Total des provisions

38 Comptes consolidés Provisions nucléaires du Groupe : 40,5 Mds En millions d Mouvements de la période Ecarts de conversion Autres variations Diminutions Dotations Désactualisation /12/ /12/

39 Comptes consolidés Provisions nucléaires EDF : 31,4 Mds En millions d' 31/12/2011 Dotations nettes Désactualisation Autres Variations 31/12/2012 Provisions pour aval du cycle nucléaire Total (1 006) Provisions pour gestion du combustible usé Provisions pour gestion à long terme des déchets radioactifs (881) (125) Provisions pour déconstruction et derniers cœurs Total Provisions pour déconstruction des centrales nucléaires Provisions pour derniers cœurs TOTAL NUCLÉAIRE (600)

40 Comptes consolidés Taux d actualisation des provisions nucléaires en France Revue des taux d actualisation au 31 décembre 2012 Provisions nucléaires : 4,8% Le taux d actualisation est calculé en référence au rendement d une obligation souveraine (OAT France) de duration comparable que le passif considéré auquel on ajoute le spread moyen d un panel d entreprises de même notation que celle de l entreprise portant le passif considéré Le décret du 23 février 2007 et l arrêté du 21 mars 2007 relatifs à la sécurisation du financement des charges nucléaires précisent que le taux d actualisation retenu par EDF ne peut dépasser une valeur plafond, «égale à la moyenne arithmétique sur les quarante-huit derniers mois du taux de l échéance constante à trente ans (TEC 30), constatée au jour de la clôture de l exercice considéré, majorée de 1 point» Hypothèse sous-jacente d inflation de long terme : 1,9% 40

41 Comptes consolidés Taux d actualisation des provisions en France Les charges sont évaluées aux conditions économiques de fin d'année et réparties selon un échéancier prévisionnel des décaissements Ces coûts sont déterminés en euros constants (i.e. le coût si le paiement était réalisé aujourd hui) Ces charges sont positionnées dans le temps suivant un échéancier établi par l entreprise Les charges sont ensuite provisionnées en valeur actualisée de fin d'année Coût Taux nominal d actualisation Charge en euros courants qui sera payée à l instant T (charge «inflatée») Charge en euros constants qui sera payée à l instant T M Valeur provisionnée Échéancier de coûts en euros constants (coûts bruts en euros constants) M Temps 41

42 Comptes consolidés Evolution des OPEX du Groupe En millions d' 2011 retraité 2012 Écart org. % org. France (14 102) (14 536) (434) 3,1 Royaume-Uni (2 055) (2 343) (138) 6,7 Italie (672) (838) (57) 8,5 Autre International (1 111) (1 185) (38) 3,4 Autres activités (2 793) (2 809) 34-1,2 Groupe (20 733) (21 711) (633) 3,1 Opex 2012 en augmentation maîtrisée 42

43 Comptes consolidés France : croissance du chiffre d affaires +5,2% En millions d' Ventes de gaz Autres +151 Tarifs Climat (+13 TWh) ,5% +1,6% +0,8% +0,4%

44 Comptes consolidés France : évolution de l EBITDA En millions d' 2011 retraité 2012 % Non régulé ,5 Régulé (1) ,8 Total France ,0 Croissance des activités régulées : Effet favorable du climat Hausse de la part acheminement des tarifs Croissance des activités non régulées : Hausse de la part énergie des tarifs Baisse de la production nucléaire partiellement compensée par l amélioration de la production hydraulique Effet défavorable de la vague de froid (1) Y compris activités insulaires 44

45 Comptes consolidés Répartition de l EBITDA France En millions d Activités insulaires Distribution ,8% Activités Régulées : Augmentation des tarifs de réseaux (+ 298 M ) Hausse liée au climat (+ 193 M ) Hausse des raccordements (+ 81 M ) Activités Production / Commercialisation : Recul de la production nucléaire (- 635 M ) Hausse de la production hydraulique (+ 357 M ) Activités Production/ Commercialisation 66,5% 62,5% ,5% Augmentation de la part énergie (+ 188 M ) Fin de contrats LT et Eurodif (+ 238 M ) Effet climat (- 208 M ) 2011 Retraité 2012 Evolution maîtrisée des Opex (- 434 M ) 45

46 Comptes consolidés Analyse de l'évolution des Opex France en 2012 En millions d Outil Industriel Autres Effectifs et masse salariale Hausse des charges sociales (+ 273 M ) Refacturation de prestations aux filiales Renforcement du suivi des dépenses Retraité 434 M (+ 3,1%)

47 Comptes consolidés Leviers d économies identifiés STG STG/ SPARK SPARK Poursuite de la démarche d Excellence Opérationnelle Simplification des processus Augmentation de l efficience Performance achats Renforcement de l anticipation et de la définition des besoins des métiers Globalisation au niveau Groupe Elargissement des panels fournisseurs Mise en œuvre de synergies Organisation des métiers au niveau Groupe Négociation et gestion des contrats Standardisation des spécifications techniques et des prescriptions Augmentation du nombre de contrats comportant des clauses de productivité Pilotage serré au niveau Groupe des fournisseurs stratégiques Opportunité de faire jouer les levées d options Baisse significative des prix Forte mobilisation sur la négociation des prix Développement des analyses de la valeur Limitation des gré-à-gré sollicités par les entités «métiers» Rationalisation des structures et des organisations Priorisation des investissements Réduction ciblée sur les frais généraux (consultants, intérim et déplacements) Une ambition commune : renforcer l efficacité opérationnelle du Groupe 47

48 Comptes consolidés Variations de juste valeur British Energy Les variations de juste valeur liées à l acquisition de British Energy peuvent se décomposer en deux domaines principaux : Mise en juste valeur du contrat d approvisionnement du combustible et consommation des stocks de combustibles nucléaires en juste valeur Provision pour mise à la valeur de marché des contrats de trading Les variations de juste valeur sur l EBITDA sont les suivantes : Impact sur l EBITDA des ajustements de JV (en M ) (35) 48

49 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Financement et trésorerie 49

50 Financement et trésorerie Endettement financier net En milliards d' 31/12/ /12/ /12/2012 (1) Endettement financier net Ratio EFN / EBITDA Dette Dette obligataire Maturité moyenne de la dette brute (années) Coupon moyen Liquidité 34,4 2,2x 35,5 8,9 4,4% 33,3 2,2x 37,5 9,2 4,3% 39,2 2,4x 43,9 8,5 3,7% Liquidité brute 25,2 24,9 27,2 Liquidité nette 17,9 17,1 13,8 L évolution de la liquidité nette traduit la prise de contrôle d Edison, dont la majorité de la dette est exigible à moins d un an et le passage en court terme de certains emprunts (1) Proforma 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 dès

51 Financement et trésorerie Dette brute après swaps Ventilation par type de taux Ventilation par devise Taux variable 21% Taux fixe 79% Autres (1) 6% USD 9% GBP 23% EUR 62% Coupon moyen : 3,7% Maturité moyenne : 8,5 années (1) Principalement HUF, CHF, PLN et BRL 51

52 Financement et trésorerie Données financières En millions d' 2010 ajusté retraité 2012 (1) EBITDA Frais financiers nets décaissés (1 748) (1 623) (1 623) (1 634) Cash flow opérationnel (= FFO) Endettement financier net (2) Capitaux propres y compris intérêts minoritaires (2) (1) Proforma 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 dès 2013 (2) Données non ajustées 52

53 Financement et trésorerie Tombées de dettes obligataires dans le Groupe par devise En millions d, avant swaps Dont (en équivalent M ) $ CHF Autres CHF EUR GBP USD JPY 53

54 Financement et trésorerie Principaux emprunts obligataires à fin 2012 (EDF) Date d émission (1) Échéance Nominal à l émission (en millions de devises) Devise 11/ / EUR 5,6% 12/ / CHF 3,4% 01/ / USD 5,5% 07/ / EUR 4,5% 01/ / EUR 5,1% 10/ / EUR 5,5% 02/ / EUR 5,0% 01/ / USD 6,5% 01/ / USD 4,6% 05/ / EUR 5,4% 01/ / EUR 6,3% 01/ / EUR 3,9% 09/ / EUR 2,8% 09/ / EUR 4,6% 11/ / EUR 4,0% 03/ / EUR 4,1% 04/ / EUR 4,6% 07/ / GBP 5,9% 02/ / EUR 5,6% 06/ / GBP 6,1% 01/ / USD 7,0% 03/ / GBP 5,5% 11/ / EUR 4,5% 10/ / GBP 5,5% 09/ / GBP 5,1% Taux (1) Date de réception des fonds 54

55 Notations Moody s Financement et trésorerie Notations comparées Aa3 EDF Notations S&P Notations Moody s Notations Fitch EDF A+ stable (1) Aa3 neg A+ stable A1 GDF Suez GDF Suez A CW négatif A1 négatif E.ON A - stable A3 stable A stable n/a A2 Vattenfall Enel Iberdrola BBB+ négatif BBB stable Baa2 négatif Baa1 négatif BBB+ CW négatif BBB+ négatif A3 RWE SSE E.ON Scottish & Southern A - négatif A3 stable A- stable RWE BBB+ stable A3 négatif A- stable Baa1 Enel Iberdrola BBB+ A- A A+ Notations S&P Endesa BBB+ négatif n/a BBB+ CW négatif Vattenfall A- stable A2 négatif A- stable Notation S&P Notation Moody s Notation Fitch EDF court terme A-1 P-1 F1 (1) Dégradation de AA- à A+ le 18 janvier 2012 suite à la dégradation de la France Source : agences de notation et Bloomberg, le 4 février

56 Financement et trésorerie Calcul de l endettement financier net En millions d' 31/12/ /12/ /12/2012 (2) Emprunts et dettes financières Dérivés de couverture de dettes (834) (797) (797) Trésorerie et équivalents de trésorerie (5 743) (5 874) (5 874) Actifs financiers liquides disponibles à la vente (9 024) (10 289) (12 689) Prêts à RTE et aux sociétés en contrôle conjoint (1) (1 400) (1 397) (1 397) Dette financière des sociétés figurant dans les passifs non courants détenus en vue de la vente Endettement financier net (1) Dont prêt RTE de M en 2012 (2) Proforma 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 dès

57 Financement et trésorerie Echéancier du prêt synthétique accordé à RTE En millions d' Taux 31 décembre 2012 Prêt à échéance ,625% 500 Prêt à échéance ,5% 664 Intérêts courus 10 TOTAL prêt synthétique accordé par EDF à RTE

58 Financement et trésorerie Actifs dédiés En milliards d Derniers cœurs Provisions de déconstruction des centrales de première génération 20,1 20,1 0,4 17,6 2,2 2,4 2,4 RTE 4,9 RTE Créance CSPE Provision de déconstruction des centrales REP 10,4 15,2 Autres actifs dédiés 12,8 Autres actifs dédiés Gestion à LT des déchets radioactifs 7,1 Provisions au 31/12/2012 Actifs dédiés au 31/12/2012 Actifs dédiés au 31/12/2012 Pro forma Le taux de couverture ressort à 88% à fin Après affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés le 13 février 2013, le taux de couverture des passifs nucléaires EDF dépasse 100%, permettant ainsi le retrait de 2,4 Mds d actifs dédiés 58

59 Financement et trésorerie Performance 2012 des actifs dédiés d EDF Sécurisation du financement des charges de démantèlement des centrales nucléaires et de stockage et gestion à long terme des déchets radioactifs Date de couverture complète des engagements fixée par la loi à juin 2016 Maintien de la prudence de gestion, dans le contexte de crise de l euro : sous-pondération des dettes périphériques européennes importance de la poche de trésorerie et souspondération actions en début d année diversification des actifs supérieure à celle de l indice et moindre volatilité Performance des titres RTE (+ 6,7%) En millions d Composition du portefeuille au 31/12/2012 Titres et OPCVM obligataires 50% des titres de RTE Trésorerie Titres et OPCVM actions Performance (1) 2012 : 10,4% (1) Performance annuelle, y compris RTE et avant impôts Hors RTE la performance du portefeuille financier est de 11,1% et hors trésorerie de 12,0%, à comparer à un benchmark de 12,6% 59

60 Financement et trésorerie Cadre réglementaire des actifs dédiés Les actifs dédiés ont vocation à sécuriser le financement des dépenses liées au démantèlement des centrales nucléaires. Ils ont été constitués à partir de 2000 et se conforment au cadre réglementaire édifié en 2006 Loi de programme du 28 juin Loi NOME du 7 décembre 2010 Constitution d un portefeuille d actifs dédiés de valeur au moins égale à 75 % des provisions à mi-2011 et à 100 % à mi-2016 A partir de mi-2016, la valeur de réalisation du portefeuille dédié doit être au moins égale au montant des provisions couvertes En cas d écart, l autorité administrative peut prescrire les mesures nécessaires à la régularisation de la situation de l entreprise Décret du 23 février 2007 Le décret contient une liste précise des actifs éligibles au portefeuille d actifs dédiés et de leurs parts maximales autorisées et exclut certaines catégories d actifs Il précise la nomenclature des charges nucléaires qui constituent l assiette des actifs dédiés et fixe un plafond règlementaire sur le taux d actualisation du passif, ainsi qu un délai de régularisation tenant compte des conditions économiques et de la situation des marchés qui ne peut excéder 3 ans Décret du 29 décembre 2010 Il autorise EDF à intégrer dans son portefeuille d actifs dédiés les titres de RTE Autorisation administrative du 8 février 2013 d affectation de la créance CSPE aux actifs dédiés 60

61 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Stratégie et investissements 61

62 Stratégie et investissements EDF aujourd hui 140 GW à fin ,8 M clients 14,2 GW installés 28,6 M clients 99,8 GW installés 1,7 M clients 2,1 GW installés Europe centrale 1,4 M clients 7,7 GW installés 6,4 GW installés activités de Trading Nam Theun 3,9 GW de capacité nucléaire 1 EPR en construction en France et 2 en Chine 1,1 GW de capacité hydro 62

63 Stratégie et investissements EDF en 2020 : un producteur d électricité à 75% non émetteur de CO Capacité installée (en GW) en 2012 Projections à 2020 de la capacité installée (en GW) Charbon 17% 3% Hydro 16% Gaz 10% France Renouvelables 140 GW 72% Nucléaire 54% International 28% Gaz et charbon 25% Renouvelables 25% 160 GW International 35% Nucléaire 50% France 65% + 50% de croissance à l international Mix énergétique d EDF Par type de combustible et par géographie 63

64 Stratégie et investissements Groupe EDF : capacités installées en 2012 En GW EDF Mix énergétique Intérêts minoritaires EDF Mix énergétique Participations dans les entreprises associées EDF Mix énergétique Capacité Brute Nette Nucléaire 77,5 50% 2,5 74,9 52% 0,2 74,7 53% Charbon-fioul 28,3 18% 3,9 24,4 17% 1,1 23,3 17% CCG 19,4 12% 4,3 15,1 11% 0,5 14,6 10% Hydro 25,8 17% 2,8 23,1 16% 1,1 21,9 16% Autres ENR 5,3 3% 0,2 5,1 4% 0,1 5,0 4% Total 156,3 100% 13,7 142,6 100% 3,0 139,5 100% Capacité totale des actifs dans lesquels le groupe EDF dispose d intérêts Capacité du groupe EDF y compris participations dans les entreprises associées Capacités nettes du groupe EDF, hors participations dans les entreprises associées 64

65 Stratégie et investissements Les centrales nucléaires d'edf en déconstruction Chooz EDF a décidé en 2001 de déconstruire intégralement ses 9 centrales à l arrêt sur 25 ans au lieu de 50 ans Brennilis St Laurent 1 réacteur à eau pressurisée (REP) Chooz A (300 MW) : Chinon Bugey Creys Malleville UNGG REP REL RNR 1 réacteur à eau lourde (REL) Brennilis (70 MW) : (EDF/CEA) 6 réacteurs de la filière Uranium naturel / graphite-gaz (UNGG) Chinon A1 (70 MW) : Chinon A2 (200 MW) : Chinon A3 (480 MW) : Saint-Laurent A1 (480 MW) : Saint-Laurent A2 (515 MW) : Bugey 1 (540 MW) : réacteur à neutrons rapides (RNR) Creys-Malville (1 240 MW) :

66 Stratégie et investissements Exemple d installation en cours de démantèlement : Chooz A Mis en service en 1967 et en fonctionnement jusqu en 1991, Chooz A est le premier réacteur de la filière Réacteur à Eau Pressurisé (REP) à être démantelé en France Entre 1991 et 1999 : fermeture de l installation et mise sous surveillance Entre 1999 et 2008 : démantèlement de la partie non nucléaire des installations (dont salle des machines) ainsi que des bâtiments nucléaires annexes (hors «caverne» réacteur) 2007 : publication du décret de démantèlement complet de l installation Depuis 2008, les opérations de démantèlement des circuits nucléaires sont en cours, avec notamment l extraction, la décontamination des générateurs de vapeur et l expédition de deux d entre eux en 2012 vers l ANDRA ou encore la décontamination du circuit primaire et du pressuriseur 66

67 Stratégie et investissements Chine TNPJVC Taishan 1 & 2 (EDF 30%) 2 EPR de MW en construction intervenants Avancement du chantier au 31 décembre 2012 Unité 1 : fin des travaux de soudure du circuit primaire principal, fin du génie civil principal du bâtiment réacteur et des bâtiments auxiliaires attenants, installation des premiers éléments du groupe turbo-alternateur et du premier condenseur Unité 2 : pose du dôme du bâtiment réacteur, installation du pont principal de la salle des machines Bâtiments communs de site : mise en service de la station de déminéralisation d'eau Objectif de première production en 2014 pour l unité 1 et en 2015 pour l unité 2 67

68 Stratégie et investissements Point d avancement du projet EPR de Flamanville 3 Objectif de première production en 2016 Coûts de construction de l ordre de 6 milliards d euros (1) réévalué de 2 milliards Avancement du chantier au 31 décembre % du génie civil réalisé 39% des montages électromécaniques réalisés Assemblage du groupe turbo-alternateur achevé Mise en service du simulateur pleine échelle Mise en eau de la station de pompage Pose de nouveaux supports pour le pont polaire du bâtiment réacteur achevée Pose du dôme du réacteur prévue à l été 2013 Processus d instruction avec l Autorité de Sûreté Nucléaire : Evolution du contrôle-commande validée par l Autorité de Sûreté Nucléaire en avril 2012 (1) En euros

69 Stratégie et investissements Mise en service d un CCG à Martigues Une première en Europe : la réalisation d un Cycle Combiné Gaz (CCG) par repowering d une puissance de 465 MW, mis en service le 31 août 2012 Repowering : Réutilisation d une partie des installations existantes (rénovées) : turbine à vapeur station de pompage station de rejet circuit de refroidissement Association à une turbine à combustion et une chaudière de récupération des fumées Amélioration des performances du site : Diminution par 2 des émissions de CO 2 Diminution par 4 des émissions d oxyde d azote Pas de poussières, très peu d oxyde de soufre Rendement de 57% contre 37% sur les anciennes installations Mise en service du second Cycle Combiné Gaz d une puissance similaire début 2013 Investissement pour les deux Cycles Combiné Gaz : 500 millions Réduction des coûts de 15 % par rapport à une installation neuve 69

70 Stratégie et investissements Terminal de Dunkerque Pose de la première pierre le 5 Octobre 2012 Le terminal méthanier de Dunkerque, qui entrera en activité fin 2015, sera composé des installations suivantes : Une jetée pour accueillir jusqu à 120 méthaniers par an Un système de déchargement du gaz naturel liquéfié (GNL) Trois cuves de stockage de GNL d'une capacité de m 3 chacune Une unité de re-gazéification du GNL (de -160 C jusqu à 0 C) Un tunnel amenant une partie des eaux tièdes de rejet la centrale nucléaire de Gravelines (qui seront réutilisées pour re-gazéifier le GNL) Un raccordement au réseau de transport du gaz vers les marchés français et belge Trois maîtres d ouvrage seront impliqués dans ce projet : Le Grand Port Maritime de Dunkerque en charge du dragage de la darse, de la création d une plate-forme de plus de 50 hectares pour la construction des installations terrestres et de la réalisation des ouvrages de protection maritimes EDF, via Dunkerque LNG (65% EDF, 25% Fluxys, 10% Total), en charge des infrastructures industrielles de déchargement, de stockage et de regazéification du GNL (total: 1 Md 2010 ) GRTgaz et Fluxys Belgium en charge du raccordement aux réseaux de transport gazier Le terminal aura une capacité de 13 Gm 3 /an, représentant près de 20% des capacités d importation en France. EDF en sera un des principaux utilisateurs 70

71 Stratégie et investissements Contrats gaziers d Edison Renégociations des contrats gaz (Qatar, Libye, Russie et Algérie) Contrat russe renégocié en 2011 Succès des arbitrages sur les contrats qatari et libyen (+680 M sur EBITDA de l année 2012) Le résultat d arbitrage sur le contrat algérien devrait être connu en 2013 L ensemble des contrats long terme de gaz d Edison représente 14,4 Mds m 3 /an Une nouvelle phase de révisions des prix a débuté fin 2012 pour restaurer la profitabilité de ces contrats affecté par la baisse des prix du gaz Etat des renégociations et arbitrages Contrat Volume (Mds m 3/ an) Expiration Etat des renégociations/ arbitrages Qatar 6, Libye 4, Impact EBITDA en M Au titre des exercices antérieurs en M Russie 2, Algérie 2, Attendu en 2013 n/c n/c 71

72 Stratégie et investissements Transition énergétique : calendrier et enjeux du débat tels que définis par le gouvernement Calendrier Enjeux Jusqu en juillet 2013 : période de débat en France Avant octobre 2013 : intégration des recommandations dans le projet de loi de programmation pour la transition énergétique présenté au débat et au vote du Parlement Ecologique : réduire les émissions nationales de gaz à effet de serre et maîtriser l ensemble des impacts environnementaux et sanitaires Economique : réduire la dépendance énergétique, gagner en compétitivité et créer de l emploi Social : maîtriser le prix de l énergie pour lutter contre la précarité énergétique JANVIER - FEVRIER MARS - JUIN JUILLET OCTOBRE 2013 Pédagogie et information Participation et concertation Synthèses et recommandations Projet de loi au Parlement Source : Ministère de l'ecologie, du Développement durable et de l'energie - Conférence de presse du 24 Janvier

73 Stratégie et investissements Organisation du débat de transition énergétique CONSEIL NATIONAL DU DÉBAT Fixation des grandes orientations du débat national et du calendrier Organisation et formulation des recommandations à l issu du débat Mix énergétique à 2025 Scénarii possibles à horizon 2030 et groupes de travail Gouvernance Rôle de l Etat et des collectivités COMITÉ DE PILOTAGE Garant du respect des règles du débat et de son bon déroulement Coûts et financement de la transition énergétique Chemin vers l efficacité énergétique Energies renouvelables et nouvelles technologies + Stratégie développement industriel et territorial COMITÉ CITOYEN Accessibilité et lisibilité du débat pour le grand public. 1 er Comité le 16 février 2013 SECRÉTARIAT GÉNÉRAL Fonction de chef de projet GROUPE DES EXPERTS Expertises GROUPE DE CONTACT DES ENTREPRISES DE L ÉNERGIE Dialogue avec l ensemble des acteurs économiques de l énergie COMITÉ DE LIAISON Coordination des débats sur les territoires Source : Ministère de l'ecologie, du Développement durable et de l'energie - Conférence de presse du 24 Janvier

74 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Energies renouvelables 74

75 Energies renouvelables Capacité installée nette d'edf EN au 31 décembre MW 23 MWc 87 MW 185 MW 112 MW 20 MW 10 MW 3 MW 48 MW MW 5 MWc 143 MW 377 MW 228 MWc 24 MW 113 MW 124 MW 90 MW 303 MW 140 MW 38 MWc 6 MW 343 MW 102 MWc 289 MW 12 MW 12 MWc 69 MW 14 MW Eolien en exploitation (MW) Solaire en exploitation (MWc) Eolien et solaire en construction (MW) Brute Nette Capacité installée : MW MW Capacité en construction : MW 786 MW Autres filières En exploitation 169 MW En construction 44 MW NB : MWc = Mégawatt crête (puissance fournie dans des conditions de température et d ensoleillement standardisées) Source : EDF EN 75

76 Energies renouvelables EDF EN : un portefeuille substantiel de projets renouvelables MW 24 MWc MW 111 MW 76 MW 321 MW MW 968 MWc MW 920 MWc 193 MW Pipeline éolien : 13,1 GW 602 MW 164 MW 77 MW 7 MWc Un pipeline de près de 15,8 GW 69 MW 148 MWc Pipeline photovoltaïque : 2,7 GWc Source : EDF, EDF EN. Remarque : les pipelines sont indiqués pour EDF EN Note : Pipeline éolien et photovoltaïque Afrique/Asie de MW 76

77 Energies renouvelables EDF EN Capacité installée et en construction, par type, à fin décembre 2012 En MW Brute Nette au 31/12/2011 au 31/12/2012 au 31/12/2011 au 31/12/2012 Éolien 3 521, , , ,2 Solaire 413,5 497,3 340,6 409,6 Hydraulique 84,2 84,2 77,1 81,4 Biogaz 60,3 64,9 59,5 63,0 Biomasse 26,0 26,0 18,2 18,2 Cogénération 19,2 19,2 6,7 6,7 Capacité installée totale 4 124, , , ,1 Éolien en construction 1 490, ,4 892,2 577,8 Solaire en construction 287,1 170,4 153,5 164,2 Autres en construction 4,3 45,1 3,2 43,8 Capacité totale en construction 1 781, , ,9 785,8 Total 5 906, , , ,9 77

78 Energies renouvelables EDF Energies Nouvelles Principales mises en service en 2012 Photovoltaïque Conservées Cédées France + DOM (1) 121 MW nets 146 MW nets Grèce 6 MW nets - Espagne 4 MW nets - Etats-Unis - 12 MW nets Autres 6 MW nets - Eolien Conservées Etats-Unis 654 MW - Cédées Canada 218 MW 150 MW nets Royaume-Uni 18 MW nets - France 12 MW 23 MW nets Allemagne - 28 MW nets Autres 147 MW nets - (1) Départements d Outre-Mer Brutes Nettes Capacités conservées : MW MW Capacités cédées : 360 MW 360 MW 78

79 Energies renouvelables Appel d'offres dans l'éolien offshore français : succès du consortium mené par EDF EN pour 3 sites sur 4 Meilleur programme industriel (40% de la note) emplois directs et indirects Turbine à entraînement direct de 6 MW d'alstom Etudes techniques et environnementales les plus complètes (20% de la note) Études de vent approfondies et enquêtes géotechniques poussées Implication de longue date avec les parties prenantes locales Prix de l'électricité correspondant aux critères d'investissement du Groupe (40% de la note) Investissement postérieur à 2015 et exploitation commerciale au plus tôt en 2017 Trois projets remportés sur quatre par le consortium mené par EDF EN (jusqu'à MW) Fécamp (Seine-Maritime) 480 à 500 MW Courseulles-sur-Mer (Calvados) 420 à 500 MW Saint-Brieuc (Côtes d Armor) 480 à 500 MW Saint-Nazaire (Loire-Atlantique) 420 à 750 MW Brest Le Tréport (1) (Seine-Maritime) 600 à 750 MW Cherbourg Saint-Nazaire Le Havre Dieppe Dunkerque (1) L'appel d'offres pour le site du Tréport a été déclaré infructueux 79

80 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France - Production 80

81 France - Production France : production nucléaire en recul par rapport à 2011 En TWh Production cumulée 2011 Production cumulée ,2% -3,8% 421,1 404,9-0,7% 119,9 119,1-4,9% 218,4 207,8 314,7 295,2 Mars Juin Septembre Décembre 81

82 France - Production Evolution du «load factor» et de la production nucléaire Kp (%) 95 Kp annuel («load factor») du parc nucléaire TWh 450 Production nette du parc REP ,8 74,1 75,5 76,1 77,0 77,6 77,4 75,6 75,3 73,8 76,1 73, ,

83 France - Production Progression continue des conditions d exploitation Nombre d arrêts automatiques de réacteur Le nombre d'arrêts automatiques est un indicateur majeur en termes de sûreté. Il mesure la qualité et la rigueur dans l'exploitation. Les résultats du parc d'edf sont depuis 5 ans parmi les meilleurs mondiaux ,1 Dosimétrie collective annuelle moyenne / réacteur 15 Taux de fréquence d accidents (1) 0,9 0,7 0,5 H.Sv/tr Entreprises prestataires EDF 0,67 5 4,2 2,7 Grâce aux actions menées conjointement par EDF et ses prestataires, tous les salariés bénéficient d'un même niveau de sécurité en constante amélioration (1) Nombre d accidents avec arrêt de travail pour un million d heures travaillées 83

84 France - Production Six visites décennales par an en moyenne Moyenne de 6 visites décennales sur la période E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E Une visite décennale = en moyenne 100 jours d'arrêt (1) MW MW 900 MW (1) Cette durée moyenne est variable selon les programmes de modifications de sûreté et de travaux de maintenance 84

85 France - Production Poursuite du programme de remplacement des grands composants Générateurs de vapeur (3 GV/ réacteur 900 MW) Stators d alternateur Transformateurs principaux (3 pôles/réacteur) Remplacés à fin réacteurs 900 MW + 1 en cours 31 réacteurs Programme industrialisé à partir de 2012 : 4 réacteurs/an en moyenne jusqu en 2020 Prioritaires restant à remplacer 3 réacteurs d ici 2014 dont 2 en en cours 19 réacteurs jusqu en 2017 dont 4 en

86 France - Production Hydraulique : faits marquants 2012 Amélioration de la fiabilité et de la performance des ouvrages de production hydraulique situés sur la Durance. Huit mois de travaux de maintenance, de rénovation et de modernisation réalisés sur les parties habituellement immergées de 7 centrales hydroélectriques (56 km de canaux, galerie, groupes de production ) Début des travaux de creusement des galeries d accès et de la caverne principale de la centrale de Romanche- Gavet à l été 2012 et détournement de la Romanche en septembre 2012 pour permettre la construction du barrage. En décembre 2012, réception du premier des deux tunneliers qui creuseront la galerie destinée à amener l eau à l usine sous le massif de Belledonne (entrée en action du tunnelier : avril 2013) Décembre 2012 : 1 er couplage au réseau électrique corse de l un des deux groupes de production du nouvel aménagement hydro-électrique du Rizzanese. Puissance globale de l ouvrage 55 MW Lancement de la rénovation de l usine marémotrice de la Rance (rénovation des turbines, des alternateurs, des vannes et des automatismes de commande). Investissement : 100 millions d euros sur 10 ans Ouverture de la première agence «Une rivière, un territoire», à Rodez en 2012 visant à encourager le développement économique de projets innovants dans le domaine de l eau, de l énergie et de l environnement sur les vallées du Lot, de la Truyère et du Tarn 86

87 France - Production Productible hydraulique et variation des stocks en énergie (2012 versus moyenne historique) En TWh Variation des stocks en énergie moyenne Variation des stocks 2012 Productible moyen Productible 2012 Variation en points par rapport au pourcentage de remplissage Productible hydraulique : quantité d énergie maximale que l on peut produire à partir des apports hydrauliques (pluie, neige, marée) d une période donnée 87

88 France - Production Un productible hydraulique variable selon la météorologie En TWh 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 23 TWh d écart entre le plus fort et le plus faible productible annuel des 23 dernières années (de 1989 à 2012) ,5 TWh ,2 TWh ,2 TWh ,1 TWh 1,0 0,0 Productible hydraulique : quantité d énergie maximale que l on peut produire à partir des apports hydrauliques (pluie, neige, marée) d une période donnée 88

89 France - Production Les investissements dans le patrimoine hydraulique Le projet Renouveau pour moderniser les méthodes d exploitation et de maintenance Un déploiement progressif sur l ensemble des unités de 2012 à 2018 Les principaux axes du projet : Surveiller les ouvrages et agir à distance grâce à l e-exploitation, moderniser les systèmes de contrôle-commande Substituer la maintenance conditionnelle et préventive à la maintenance curative Optimiser les arrêts pour maintenance Moderniser les systèmes d information avec en particulier le passage à la gestion de la maintenance assisté par ordinateur Simplifier la gestion des petits aménagements hydrauliques Des gains attendus en matière de : Accroissement du productible Mise à disposition de puissance de pointe supplémentaire Mise à disposition de services système complémentaires Gains 2015 estimés > 90 M 89

90 France - Production Projet hydraulique : Romanche-Gavet dans l Isère Remplacement de 6 centrales hydroélectriques par un seul ouvrage souterrain Investissement de 250 M Capacité de 93 MW Lancement du chantier en 2011 pour une mise en service en 2017 Gain de production potentiel de 155 GWh Une concession d une durée de 60 ans 90

91 France - Production Le parc thermique à flamme d EDF : faits marquants août : mise en service du premier Cycle Combiné Gaz du site de Martigues (465 MW) 14 octobre : recouplage au réseau de l'unité n 2 de la centrale du Havre arrêtée suite à l'incendie du 30 janvier. Montant des investissements pour réparer l'unité : 3,5 millions d 30 novembre : signature d une convention avec General Electric, la CCI, la Communauté d'agglomérations locales et Pôle emploi de la région Nord-Pas-de-Calais, afin de promouvoir l'emploi et le développement du territoire dans le cadre du chantier de construction d un Cycle Combiné Gaz à Bouchain 91

92 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Royaume-Uni Nucléaire 92

93 Royaume-Uni Nucléaire Projet de nouveau nucléaire au Royaume-Uni Franchissement d étapes importantes : Février 2012 : premiers accords signés avec Kier BAM pour les travaux de préparation du site, avec Areva pour la livraison de chaudières et de systèmes d instrumentation et de contrôle commande et avec le Bridgwater College pour la formation des techniciens Avril 2012 : Design de Référence préliminaire accepté Mai 2012 : présentation par le gouvernement britannique du projet de loi sur l énergie («Energy Market Reform») instaurant notamment des «contracts for difference» (1) Septembre 2012 : convergence technique des prototypes standards (GDA), fin de l examen du «Planning Inspectorate» (PINS), signature du plan d exécution du projet (PEP) Novembre 2012 : licence pour le site nucléaire accordée après 18 mois de discussions. Par ailleurs, le Parlement a commencé son examen du projet de loi sur l énergie Décembre 2012 : validation de l évaluation des prototypes standard par l Office de Régulation Nucléaire (ONR) et confirmation de l acceptation du design. Recommandation du PINS au secrétariat d Etat à l Energie et au changement climatique, principes du programme révisé par le financement du démantèlement validée par l ONR, 2ème lecture de la loi sur l Energie au Parlement (1) Mécanisme contractuel encourageant les investissements dans les énergies peu émettrices de CO 2 93

94 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France Domaine régulé 94

95 France Domaine régulé Chiffres clés ERDF En millions d retraité 2012 % Chiffre d affaires ,6 EBITDA ,1 Résultat net courant (77) n.s. Investissements opérationnels bruts ,9 95

96 France Domaine régulé ERDF Amélioration de la qualité de l'offre en France Un critère B toutes causes confondues à 75 mn (1) qui confirme l amélioration engagée depuis 2010 (- 33% vs. 2010) Nb d'événements significatifs (plusieurs dizaines de milliers de clients BT coupés, hors événements exeptionnels) L amélioration de la qualité de fourniture se confirme malgré des aléas climatiques et une vague de grand froid en février 2012 (1) Valeur hors RTE 96

97 France Domaine régulé ERDF revue des durées d utilité et des modalités de gestion des immobilisations Poursuite du programme initié en 2011 Les études avaient porté en 2011 sur les canalisations basse tension aériennes torsadées Changement d estimation au premier semestre 2012 de la durée de vie des transformateurs HTA-BT, portée de 30 à 40 ans suite aux études statistiques et techniques Taux d incident stable et très faible jusqu à 40 ans Prochaines étapes : Poursuite des études sur les autres catégories d ouvrages, notamment les canalisations basse tension souterraines 97

98 France Domaine régulé Annulation du tarif d acheminement d ERDF par le Conseil d Etat Le 28 novembre 2012, le Conseil d Etat a annulé la décision des pouvoirs publics relative au TURPE 3 distribution Le Conseil d Etat fait le constat d «une méthode erronée en droit» dans la façon d établir les charges de capital Le Conseil d Etat ne s est pas prononcé sur le niveau tarifaire de TURPE 3 La décision du Conseil d Etat prendra effet au 1 er juin 2013 afin de permettre à la CRE de proposer de nouveaux tarifs de distribution aux ministres responsables de leur approbation La CRE a lancé le 13 février 2013 une consultation sur cette nouvelle version de TURPE 3 A ce stade, pas de remise en cause du principe général, défini par la loi, de la couverture des coûts du distributeur dans le cadre de sa mission de service public, ni le niveau de tarif lui-même 98

99 France Domaine régulé Du TURPE 3 au TURPE 4 : calendrier Distribution Jusqu en juin 2013 : consultation et recommandation de la CRE 1 er juin 2013 : application du nouveau TURPE 3 distribution 1 er janvier 2014 : mise en place de TURPE 4 distribution : retour attendu au concept de la base d actifs régulés (BAR) Transport 1 er août 2013 : mise en place de TURPE 4 transport 1 er juin 1 er août 1 er janvier 2014 Consultation et recommandation CRE Application nouveau TURPE 3 distribution Mise en place de TURPE 4 transport Mise en place de TURPE 4 distribution 99

100 France Domaine régulé TURPE 4 : régulation transport + Capex - Amort. Chaque année Actif immobilisé (hors immobilisations en cours (1) et besoin en fonds de roulement (BFR)) = Base d actifs régulés (B.A.R.) 11,7 Mds au 1 er janvier 2012 Rémunération de la B.A.R. + Amortissement industriel + Recettes tarifaires régulées Taux de rémunération de la B.A.R. Charges opérationnelles - Amortissement du CRCP issu de TURPE 3 Tarifs Pas d évolution majeure attendue pour TURPE 4 mis en place au 1 er août 2013 après consultation publique (1) Rémunérées au taux annuel de 4,8% 100

101 France Domaine régulé Régulation et base d actifs en France BAR fin 2012 CMPC Indexation Electricité Transport VNC = 11,7 Mds 7,25% nominal avant impôts IPC+0,4%+CRCP 2,79% au 1 er août

102 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France - Commerce 102

103 France - Commerce L activité électricité d'edf en France En TWh Ventes aux clients finals Entreprises et professionnels (hors tarif historique) 86,7 dont Eurodif (Export et façonnage) 13,8 411,4 68,3 370,7 7,0 377,9 59,9 2,1 Entreprises et professionnels (1) (au tarif historique) 176,5 169,9 175,6 Particuliers 148,1 132,4 142, (1) Y compris auto-consommations EDF 103

104 France - Commerce L activité électricité d'edf en France en 2012 En TWh Ventes aux clients finals en 2012 Tarif de cession ELD (2) 17,8 Tarif vert Entreprises et professionnels (hors tarif historique) dont Eurodif (Export et Façonnage) 59,9 2,1 81,9 39,7 Tarif jaune Entreprises et Professionnels (1) (au tarif historique) 175,6 Tarif bleu Particuliers 142,4 178,6 (1) Y compris auto-consommations EDF (2) ELD : Entreprises Locales de Distribution 104

105 France - Commerce L activité électricité d EDF en France En TWh Ventes aux tarifs historiques (1) 324,6 302,4 318,0 Tarif de cession ELD (2) Tarif vert Tarif jaune 18,1 81,5 38,7 17,1 81,1 37,8 17,8 81,9 39,7 Tarif bleu 186,3 166,3 178, (1) Y compris auto-consommations EDF (2) ELD : Entreprises Locales de Distribution 105

106 France - Commerce Le portefeuille aval d EDF En TWh Marché de gros et ventes aux enchères Ventes structurées 66,4 130,2-7,3 Marché de gros 33 Enchères 2,2 VPP 55,2 118,2-25,4 Marché de gros Marché de gros et ventes aux enchères Ventes structurées Ventes ARENH 30,8 60,8 Ventes ARENH Portefeuille aval géré par l optimiseur (via EDF Trading pour l interface marché de gros) 106

107 France - Commerce Évolution des tarifs et de l inflation en France Inflation (juin N / juin N-1) 1,1% 3,6% -0,7% 1,6% 2,1% 2,0% Moyenne des tarifs 1,2% 3,6% 2,7% 3,8% 2,2% 2,0% Dont : Tarifs bleus 1,1% 2,0% 1,9% 3,2% 1,7% 2,0% Tarifs jaunes 1,5% 6,0% 4,0% 4,5% 3,2% 2,0% Tarifs verts 1,5% 8,0% 5,0% 5,5% 3,2% 2,0% Tarif de cession aux ELD (1) 0,0% 8,0% 5,6% 10,0% 1,3% 2,3% Source : Insee (1) Entreprises Locales de Distribution 107

108 France - Commerce Hausse des tarifs régulés de vente en France en 2012 Les hausses de tarif sont décidées une fois par an : En 2012, les hausses suivantes ont été mises en œuvre au 23 juillet 2,0% pour les particuliers, professionnels et entreprises (tarifs bleu, jaune et vert) Ces hausses comprennent l'augmentation des tarifs d'acheminement (TURPE) en vigueur au 1 er août 2012 : 1,80% pour la distribution et 2,79% pour le transport +2,0% +1,9 /MWh +2,0% +1,7 /MWh +2,0% +1,3 /MWh 95,5 /MWh 97,4 /MWh 84,4 /MWh 86,1 /MWh 63,3 /MWh 64,6 /MWh TURPE +0,8 /MWh +0,6 /MWh +0,3 /MWh Part énergie + commercialisation +1,1 /MWh +1,1 /MWh +1,0 /MWh Tarif 2011 bleu 2012 Tarif 2011 jaune 2012 Tarif 2011 vert 2012 Source : CRE Progression de la part énergie et commercialisation 108

109 France - Commerce Hausse des tarifs régulés de vente en France en 2011 Les hausses de tarif sont décidées une fois par an : En 2011, les hausses suivantes ont été mises en œuvre au 1 er juillet 1,7% pour les particuliers et entreprises (tarif bleu) 3,2% pour les autres clients professionnels (tarifs jaune et vert) Ces hausses comprennent l'augmentation des tarifs d'acheminement (TURPE) intervenue le 1 er août 2011 : 3,94% pour la distribution et 2,56% pour le transport +1,7% +1,6 /MWh 92,3 /MWh 93,9 /MWh +3,2% +2,6 /MWh 80,3 /MWh 82,9 /MWh +3,2% +2,0 /MWh 61,6 /MWh 63,6 /MWh TURPE +1,6 /MWh +1,3 /MWh +0,7 /MWh Part énergie + commercialisation +0,0 /MWh +1,3 /MWh +1,3 /MWh Tarif 2010 bleu 2011 Source : CRE Tarif 2010 jaune 2011 Stabilité de la part énergie + commercialisation des particuliers et petites entreprises liée à la hausse du TURPE Tarif 2010 vert

110 France - Commerce Equation tarifaire des tarifs bleu, jaune et vert Composition de la facture moyenne TTC Tarif bleu résidentiel (1 er janvier 2013) 143,5 /MWh Composition de la facture moyenne hors TVA Tarif jaune (1 er janvier 2013) 104,5 /MWh Composition de la facture moyenne hors TVA Tarif vert (1 er janvier 2013) Taxes CSPE TURPE 33,0 13,5 44,0 Taxes CSPE TURPE 5,0 13,5 35,0 Taxes CSPE TURPE 80 /MWh 2,0 13,0 18,0 Production et coûts commerciaux 53,0 Production et coûts commerciaux 51,0 Production et coûts commerciaux 47,0 110

111 France - Commerce Volumes d ARENH attribués aux concurrents En TWh ARENH 2011 (40 /MWh) ARENH 2012 (42 /MWh) ARENH 2012 (42 /MWh) ARENH ,8 30,2 30,6 32,9 Volumes fournis S Volumes fournis S Volumes fournis S Prévision de volumes (1) S Volume total maximum de ventes d'edf aux fournisseurs concurrents (hors pertes réseaux) : 100 TWh (2) Volumes attribués correspondant à environ 85% de la fourniture Option pour les volumes au 2 nd semestre 2013 : 33,5 TWh Modifiable par les concurrents jusqu au 15 mai 2013 (1) Notification de novembre 2012 (2) Défini par la loi 111

112 France - Commerce Le dispositif des certificats d économie d énergie (CEE) CEE : un des leviers de la politique d'efficacité énergétique de la France initiés par la Loi POPE du 13/07/2005 et mis en place depuis 2006, à côté de la réglementation thermique des bâtiments, des normes de performance des équipements et des incitations financières (crédits d'impôt développement durable, Eco-PTZ ) Dispositif obligatoire pour les fournisseurs d'énergie en France : sur une période triennale (période 2 : actuellement) en appui des clients (ou de tiers) pour la réalisation de travaux d'économies d'énergie (travaux d'isolation, installation de chaudières efficaces ou PAC ) contre l obtention de CEE validés par l'administration sous forme d'un versement financier au client qui améliore l'efficacité énergétique de son logement (prêts bonifiés, Habiter Mieux de l'anah, incitations commerciales, ) ou indirectement (via organisme de formation professionnelle FEEBAT ) à défaut, paiement d une pénalité de 20 /MWh cumac (1) (1) Cumulés actualisés, sur la période 112

113 France - Commerce Unité de compte des économies d énergie Objectif national multiplié par 6,5 entre la première et la deuxième période : de 54 TWhc à 345 TWhc, sur 3 ans Quote-part EDF : 140 TWhc Unité de compte des CEE définie par les pouvoirs publics : KWh cum ac cumulé : Pour tenir compte des économies générées sur toute la durée de vie de l équipement mis en place actualisé : Pour intégrer l idée de «perte de rendement» ou «d obsolescence» de l équipement : dépréciation 4%/an des économies d énergie réalisées Les kwh cumac sont des kwh économisés durant la durée de vie conventionnelle fixée d un équipement, corrigé d un coefficient d actualisation annuel de 4% 113

114 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes France - CSPE 114

115 France - CSPE Les principes et les hausses annoncées de la CSPE La Contribution au Service Public de l Electricité (CSPE) : /MWh 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 1 er janvier, dans la limite toutefois d une augmentation de 0,003 /KWh par rapport au montant applicable avant cette date». La hausse du 1 er janvier 2012 a été scindée en deux : 0,0015 /KWh en juillet 2011 et 0,0015 /KWh en juillet ,5 7,5 9 10,5 13,5 1 er janvier 31 juillet 1 er juillet 1 er janvier

116 France - CSPE Principales composantes de la CSPE pour EDF La 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 : En millions d Obligations d achat (1) % % % Autres (2) % % % Total CSPE EDF 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 Augmentation de la CSPE principalement due aux obligations d achat liées au développement du photovoltaïque (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) 116

117 France - CSPE Evolution prévisionnelles des capacités de production renouvelables éligibles aux obligations d achat en France En GW ,8 Autres ENR Photovoltaïque Eolien 14,8 13,1 16,7 18,8 21,1 24,3 28,3 33,4 36, Triplement prévu des capacités entre 2012 et 2020 Source : Grenelle de l environnement / CRE 117

118 France - CSPE Evolution des obligations d achat en métropole et de la Contribution aux Charges de Service Public de l Electricité (CSPE) pour EDF Principe : La CSPE (1) compense l écart entre coût des obligations d achat et prix de marché M (3) Montant des obligations d achat M M M M 919 M CSPE M CSPE M CSPE M CSPE M CSPE M M M M M Surcoût des obligations d achat à compenser par la CSPE (2) Montant des obligations d achat valorisées au prix de marché (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 : M photovoltaïque et +258 M éolien et -185 M cogénération vs

119 France - CSPE Reconnaissance par l Etat de la créance CSPE L Etat s est engagé sur un échéancier maximal de remboursement de la créance reconnue à fin 2012, soit M composée du déficit de compensation (4 250 M ) et des coûts de financement passés (629 M ), la créance portant intérêt au taux de 1,7% pour le futur Cette créance doit être remboursée au plus tard à fin 2018 Le montant de la créance sera ajusté du montant définitif du déficit de CSPE à cette date, validé par la CRE fin 2013 (selon la procédure habituelle) La créance doit être remboursée indépendamment des flux futurs de CSPE. Néanmoins, le mécanisme existant de calcul de la CSPE est maintenu et contribuera au remboursement de la créance En cas d excédents de CSPE plus importants que prévu, la créance sera remboursée de façon accélérée 119

120 France - CSPE La CSPE dans les comptes d EDF à fin 2012 Compte de résultat : Bilan La compensation du surcoût des missions de service public concernées est comptabilisée en «autres produits et charges opérationnels» en EBITDA pour M La compensation des coûts de portage du déficit passé est comptabilisée en produits financiers pour M Enregistrée dans le fonds de roulement sous «autres créances» pour 997 M (délais de facturation) Augmente l endettement financier net à due concurrence de M La créance reconnue par l Etat enregistrée en créance financière pour M (4 250 M M ) Tableau des flux de trésorerie Fonds collectés : M Augmentation du Besoin en Fonds de Roulement : M 120

121 France - CSPE Impact de la CSPE sur les états financiers d EDF En millions d P&L Surcoûts / Manque à gagner constatés (2 605) (3 556) (4 687) Impact sur les autres produits et charges opérationnels EBITDA Neutre Neutre Neutre Impact sur le résultat avant impôt Neutre Neutre 629 Bilan Besoin en fonds de roulement (autres débiteurs) Dette (CSPE sur énergie livrée non encore facturée, autres créditeurs) (344) (579) (747) Créance financière Flux de trésorerie Recettes perçues sur énergie facturée Augmentation du BFR

122 RÉSULTATS ANNUELS 2012 Annexes Marchés 122

123 Marchés Un marché européen de l énergie encore divisé en plaques électriques - moyenne des prix en 2012 Niveau de capacités commerciales disponibles 55,2 /MWh +0,2 /MWh (1) (2) (2) (2) (3) (2) 46,9 /MWh 48,0 /MWh (3) 47,0 /MWh -2,0 /MWh (1) -2,4 /MWh (1) -4,0 /MWh (1) (2) (2) (2) (2) 42,6 /MWh -8,5 /MWh (1) Des zones de marché interconnectées mais distinctes Prix: moyenne des prix spot (base 2012) pour la France (Epex), l Allemagne(Epex), le R-U (EDFT), l Espagne (OMEL), les Pays-Bas (APX), la Belgique (Belpex) et l Italie (Ipex) (2) 47,2 /MWh -2,7 /MWh (1) (2) (2) 900 (2) 75,5 /MWh +3,3 /MWh (1) (1) Variation par rapport aux prix moyens de 2011 (2) Capacités nettes totales annuelles calculées par RTE en décembre 2012 pour l année 2013 exprimées en MW (3) Source ENTSOE, en MW 123

124 Marchés Augmentation prévue des capacités d'interconnexion En MW avant Renforcement Renforcement Renforcement Nouvelles interconnexions France Espagne Baixas Sta Llogaia : MW (RTE REE Projet INELFE) Golfe de Gascogne (RTE REE) : MW France Italie Piémont Savoie (RTE - TERNA) : MW France Royaume-Uni Eleclink (Eurotunnel - Star Capital) : MW IFA2 (RTE - NGC) : MW Renforcements France - Belgique France - Luxembourg Source : RTE 124

125 Marchés Echanges transfrontaliers d électricité, 2012 vs EnTWh France exportatrice France importatrice Recul des exportations françaises, dû à la vague de froid de février et à une inversion du solde des échanges avec l Allemagne Source : RTE 125

126 Marchés Echanges transfrontaliers d électricité avec l Allemagne, 2012 vs EnTWh 1,5 1,0 0, France exportatrice 0,0-0,5-1,0-1,5-2,0 France importatrice Inversion des flux entre l'allemagne et la France du fait d'une production importante des EnR Outre-Rhin Source : RTE 126

127 Marchés Echanges commerciaux aux frontières françaises en 2012 En TWh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre exportations 0,5 0,1 0,3 0,4 0,6 0,5 0,4 0,6 0,4 0,4 0,4 0,5 Allemagne importations 1,0 1,7 1,5 1,2 0,8 0,9 1,0 0,9 1,0 1,6 1,3 1,2 solde -0,4-1,6-1,2-0,9-0,2-0,4-0,5-0,3-0,6-1,2-0,9-0,7 Royaume- Uni Belgique Espagne Italie Suisse Global exportations 1,0 0,3 0,6 0,6 0,7 0,5 0,8 1,1 1,1 0,3 0,7 0,6 importations 0,1 1,1 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 solde 0,9-0,8 0,6 0,5 0,7 0,4 0,8 0,9 1,0 0,2 0,6 0,5 exportations 0,7 0,1 1,3 1,0 1,3 1,3 0,9 1,2 1,4 1,6 1,6 1,6 importations 0,3 0,9 0,1 0,1 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 solde 0,4-0,9 1,2 0,8 1,3 1,3 0,8 1,1 1,3 1,5 1,5 1,5 exportations 0,9 0,3 0,7 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 0,3 0,2 0,3 0,4 importations 0,2 0,6 0,3 0,4 0,3 0,1 0,1 0,2 0,3 0,5 0,5 0,4 solde 0,7-0,3 0,3 0,0 0,3 0,5 0,5 0,3 0,1-0,3-0,2 0,0 exportations 1,6 1,5 1,7 1,3 1,3 1,2 0,8 0,6 0,8 1,7 1,7 1,4 importations 0,0 0,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 solde 1,6 1,2 1,7 1,3 1,3 1,2 0,8 0,6 0,8 1,6 1,6 1,3 exportations 2,4 2,3 2,4 2,1 1,8 1,6 1,7 1,7 2,0 2,2 2,2 2,1 importations 0,2 0,7 0,2 0,4 0,8 1,0 1,0 1,0 0,6 0,4 0,5 0,4 solde 2,2 1,6 2,2 1,7 1,1 0,6 0,8 0,8 1,4 1,8 1,7 1,7 exportations 7,0 4,5 7,0 5,8 6,4 5,7 5,3 5,8 6,0 6,4 6,8 6,7 importations 1,7 5,2 2,2 2,3 2,0 2,0 2,1 2,3 2,0 2,8 2,4 2,3 solde 5,4-0,7 4,9 3,4 4,4 3,6 3,2 3,6 4,1 3,6 4,4 4,4 Source : RTE 127

128 Marchés Echanges commerciaux aux frontières françaises en 2011 En TWh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre exportations 0,6 0,5 0,9 1,0 1,3 1,3 1,3 1,2 0,8 0,6 0,7 0,6 Allemagne importations 1,4 1,0 1,0 0,5 0,4 0,4 0,2 0,4 0,5 1,0 0,7 0,9 solde -0,7-0,5-0,1 0,5 1,0 0,8 1,1 0,7 0,3-0,4-0,1-0,3 Royaume- Uni Belgique Espagne Italie Suisse Global exportations 0,9 0,7 0,7 0,6 0,5 0,6 0,7 0,7 0,4 0,4 0,5 1,0 importations 0,4 0,4 0,3 0,1 0,3 0,1 0,1 0,1 0,1 0,3 0,6 0,2 solde 0,5 0,3 0,4 0,5 0,2 0,6 0,7 0,6 0,3 0,1 0,0 0,8 exportations 0,8 0,7 0,9 0,7 0,6 0,9 0,8 0,5 0,6 0,3 0,4 0,5 importations 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,3 0,3 0,4 solde 0,7 0,6 0,8 0,6 0,5 0,9 0,6 0,4 0,5 0,0 0,1 0,2 exportations 0,1 0,1 0,1 0,2 0,3 0,5 0,6 0,7 0,5 0,6 0,2 0,7 importations 0,4 0,2 0,5 0,4 0,2 0,2 0,1 0,1 0,1 0,2 0,3 0,4 solde -0,2-0,2-0,4-0,2 0,1 0,4 0,5 0,6 0,3 0,4-0,1 0,3 exportations 1,5 1,7 1,7 1,5 1,4 1,3 1,0 0,8 0,8 1,8 1,8 1,7 importations 0,2 0,1 0,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 solde 1,4 1,6 1,5 1,5 1,3 1,3 1,0 0,8 0,8 1,6 1,7 1,6 exportations 2,5 2,3 2,5 2,3 2,2 2,2 2,2 2,2 2,2 2,3 2,3 2,4 importations 0,5 0,3 0,3 0,2 0,1 0,1 0,1 0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 solde 2,0 2,0 2,2 2,2 2,1 2,1 2,2 2,1 2,0 2,1 2,2 2,2 exportations 6,5 6,0 6,8 6,3 6,3 6,8 6,6 6,0 5,2 6,0 6,0 6,9 importations 2,9 2,1 2,2 1,3 1,1 0,9 0,6 0,8 1,1 2,2 2,2 2,2 solde 3,6 3,8 4,5 4,9 5,3 5,9 6,1 5,2 4,1 3,7 3,8 4,7 Source : RTE 128

129 Marchés Prix à terme de l électricité France, R-U, Italie et Allemagne (N+1) en 2012 En /MWh Electricité - contrat annuel base France (Powernext) Electricité - contrat annuel base R-U (ICE) Electricité - contrat annuel base Allemagne (EEX) Electricité - contrat annuel base Italie (EDF-T) janv.-12 févr.-12 mars-12 avr.-12 mai-12 juin-12 juil.-12 août-12 sept.-12 oct.-12 nov.-12 déc

130 Marchés Prix à terme de l électricité France, R-U, Italie et Allemagne (N+2) en 2012 En /MWh Electricité - contrat annuel base France (Powernext) Electricité - contrat annuel base R-U (ICE) Electricité - contrat annuel base Allemagne (EEX) Electricité - contrat annuel base Italie (EDF-T) janv.-12 févr.-12 mars-12 avr.-12 mai-12 juin-12 juil.-12 août-12 sept.-12 oct.-12 nov.-12 déc

131 Marchés Prix à terme de l électricité (N+1) France 2012 vs En /MWh Recul des prix spot sous l effet de la baisse des prix du CO 2 et du charbon Source : Powernext 131

132 Marchés Prix de marché spot en base de l électricité France 2012 vs En /MWh 80 Max base = 367,60 /MWh Climat doux en janvier et décembre induisant une modulation de la production nucléaire Source : Powernext 132

133 Marchés Prix de marché spot en pointe de l électricité France 2012 vs En /MWh Max pointe = 627,59 /MWh Min pointe = 10,67 /MWh Année marquée par une volatilité des cours due à la vague de froid de février 2012 et aux températures clémentes du mois de décembre Source : Powernext 133

134 Marchés Prix du charbon (N+1) en 2012 En $/T Prix du charbon en baisse dû à une faible demande en Europe et à un niveau élevé d importations bon marché 134

135 Marchés Prix du brent (N+1) en 2012 En $/bl Stabilité annuelle des prix malgré une forte volatilité au cours de l année 135

136 Marchés Prix du gaz NBP (N+1) en 2012 En p/therm Légère baisse des prix sous l effet d un équilibre offre-demande détendu 136

137 Marchés Prix du CO 2 (N+1) en 2012 En /t Prix en légère baisse sous l effet d une offre excédentaire 137

138 Marchés Températures mensuelles moyennes en France du 01/01/2011 au 31/12/2012 et écart à la normale En C Ecart à la normale Températures moyennes réalisées Températures moyennes normales Source : Météo France 138

139 Marchés Consommation électrique France 2012 vs En TWh janvier février mars avril mai juin juillet août septembre octobre novembre décembre Consommation électrique stable malgré un pic en février dû à la vague de froid Source : RTE 139

140 Marchés Températures mensuelles moyennes à Londres (1) En C Source: Météo France (1) Représentatif des activités d EDF Energy 140

141 RÉSULTATS ANNUELS