Le parc nucléaire d'EDF en France - Finance
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Avertissem<strong>en</strong>t<br />

Cette prés<strong>en</strong>tation ne constitue pas une offre de v<strong>en</strong>te de valeurs mobilières aux Etats-Unis ou dans tout autre pays.<br />

Aucune assurance ne peut être donnée quant à la pertin<strong>en</strong>ce, l‟exhaustivité ou l‟exactitude des informations ou opinions<br />

cont<strong>en</strong>ues dans cette prés<strong>en</strong>tation, et la responsabilité des dirigeants d‟EDF ne saurait être <strong>en</strong>gagée pour tout préjudice<br />

résultant de l‟utilisation qui pourrait être faite de cette prés<strong>en</strong>tation ou de son cont<strong>en</strong>u. <strong>Le</strong> prés<strong>en</strong>t docum<strong>en</strong>t peut cont<strong>en</strong>ir<br />

des informations prévisionnelles et des objectifs concernant la stratégie, la situation financière ou les résultats du groupe<br />

EDF, qui ne constitu<strong>en</strong>t pas des garanties quant à la performance future et aux résultats de la société. EDF estime que ces<br />

informations prévisionnelles et objectifs repos<strong>en</strong>t sur des hypothèses raisonnables mais qui peuv<strong>en</strong>t s‟avérer inexactes et<br />

qui sont <strong>en</strong> tout état de cause soumises à des facteurs de risques et incertitudes, dont la plupart sont hors du contrôle de la<br />

société, et <strong>en</strong> raison desquels les résultats effectivem<strong>en</strong>t obt<strong>en</strong>us pourrai<strong>en</strong>t différer significativem<strong>en</strong>t des résultats<br />

escomptés. <strong>Le</strong>s facteurs importants susceptibles d‟<strong>en</strong>traîner des différ<strong>en</strong>ces <strong>en</strong>tre les résultats <strong>en</strong>visagés et ceux<br />

effectivem<strong>en</strong>t obt<strong>en</strong>us inclu<strong>en</strong>t notamm<strong>en</strong>t la réussite des initiatives stratégiques, financières et opérationnelles d‟EDF<br />

fondées sur le modèle d‟opérateur intégré, l‟évolution de l‟<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t concurr<strong>en</strong>tiel et du cadre réglem<strong>en</strong>taire des<br />

marchés de l‟énergie, les risques et incertitudes concernant l‟activité du Groupe, l‟<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t climatique, les fluctuations<br />

des prix des matières premières et des taux de change, le r<strong>en</strong>forcem<strong>en</strong>t des réglem<strong>en</strong>tations relatives à la sûreté, les<br />

évolutions technologiques, les modifications des conditions générales économiques et politiques des pays dans lesquels le<br />

Groupe opère, ainsi que les risques et incertitudes liées aux conséqu<strong>en</strong>ces de l‟accid<strong>en</strong>t <strong>nucléaire</strong> surv<strong>en</strong>u au Japon.<br />

Des informations détaillées sur ces risques pot<strong>en</strong>tiels et incertitudes sont disponibles dans le docum<strong>en</strong>t de référ<strong>en</strong>ce d‟EDF<br />

déposé auprès de l‟Autorité des marchés financiers le 18 avril 2011, consultable <strong>en</strong> ligne sur le site internet de l‟AMF à<br />

l‟adresse www.amf-france.org ou celui d‟EDF à l‟adresse www.edf.com.<br />

EDF n'a pas l'obligation ni ne pr<strong>en</strong>d l'<strong>en</strong>gagem<strong>en</strong>t de mettre à jour les informations cont<strong>en</strong>ues dans la prés<strong>en</strong>te prés<strong>en</strong>tation.<br />

2

Avant tout...<br />

• La plupart des données opérationnelles prés<strong>en</strong>tées dans le docum<strong>en</strong>t sont des données 2010.<br />

Seules les données de la partie <strong>Finance</strong> sont des données uniquem<strong>en</strong>t de 2011<br />

• Beaucoup de mots « techniques » ou d‟acronymes sont utilisés dans ce docum<strong>en</strong>t<br />

• Dans le but de vous aider à compr<strong>en</strong>dre les termes utilisés, chaque astérisque bleue(*)<br />

r<strong>en</strong>voie au glossaire qui se trouve à la fin du docum<strong>en</strong>t<br />

• De plus, vous trouverez à travers le docum<strong>en</strong>t des cases « le saviez-vous ? »,<br />

qui explicit<strong>en</strong>t des concepts spécifiques<br />

• D‟autres informations sont disponibles dans notre docum<strong>en</strong>t de référ<strong>en</strong>ce, que vous pouvez<br />

télécharger à l‟adresse ci-dessous<br />

http://finance.edf.com/actualites-et-publications/docum<strong>en</strong>ts-de-refer<strong>en</strong>ce-41509.html<br />

3

Aide à la navigation<br />

• Pour vous aider à vous déplacer dans ce vaste docum<strong>en</strong>t, un système de li<strong>en</strong>s hypertexte a été<br />

mis <strong>en</strong> place<br />

• Ainsi, un clic sur le logo EDF (<strong>en</strong> bas à droite de chaque page) vous permettra de rev<strong>en</strong>ir<br />

directem<strong>en</strong>t au sommaire principal page 5<br />

• De même, un bandeau de déroulé se trouve sur chaque page dans le corps de la prés<strong>en</strong>tation.<br />

Un clic sur la flèche orange, indiquant le nom de la partie dans laquelle vous vous trouvez, vous<br />

ramènera toujours au début de cette partie<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong> Production Réseaux<br />

Optimisation – Trading<br />

Commercialisation<br />

Gaz<br />

• Plus spécifiquem<strong>en</strong>t, pour la partie « Activités principales d‟EDF», ce système a été ét<strong>en</strong>du aux<br />

sous parties: un clic sur lesdites flèches vous redirigera au début de la sous partie m<strong>en</strong>tionnée<br />

par la flèche<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

4

Ag<strong>en</strong>da<br />

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales d‟EDF<br />

EDF dans le secteur de l‟énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de marché<br />

Annexes<br />

5

<strong>Le</strong> Groupe EDF Activités principales EDF dans le secteur de<br />

l’énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong> Marchés Annexes<br />

Aperçu du Groupe EDF<br />

Une <strong>en</strong>treprise publique cotée<br />

Profils des pays<br />

7

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

EDF <strong>en</strong> bref<br />

Un modèle intégré, qui optimise l‟<strong>en</strong>semble de la chaîne de valeur<br />

• Un des tous premiers électrici<strong>en</strong>s mondiaux, l‟opérateur <strong>nucléaire</strong> n°1<br />

• Une amélioration <strong>en</strong> continu de la performance opérationnelle et une expéri<strong>en</strong>ce inégalée sur<br />

l‟<strong>en</strong>semble de la chaîne de valeur (production, réseaux, commercialisation et trading)<br />

• Une solidité financière r<strong>en</strong>forcée (meilleure notation crédit du secteur) grâce à un niveau de<br />

liquidités confortable<br />

De fortes qualités déf<strong>en</strong>sives, même dans un <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t économique difficile<br />

• Des li<strong>en</strong>s forts avec l‟Etat français (~85% d‟EDF est dét<strong>en</strong>u par l‟Etat)<br />

• Des activités pour une large part régulées (réseaux) ou quasi-régulées (tarifs, PPA…)<br />

• Une moindre exposition aux marchés de commodités que ses comparables<br />

Bi<strong>en</strong> positionné sur les énergies bas carbone, avec de bonnes perspectives de croissance<br />

• Une stratégie bas carbone appuyée sur le <strong>nucléaire</strong> et les énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

(EDF possède maint<strong>en</strong>ant EDF Energies Nouvelles à 100%)<br />

8

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

<strong>Le</strong>s facteurs-clé de succès<br />

1<br />

Une amélioration durable de la performance opérationnelle<br />

• Amélioration de la production <strong>nucléaire</strong>,<br />

<strong>en</strong> <strong>France</strong> comme au Royaume -Uni<br />

• R<strong>en</strong>tabilité améliorée de la Distribution <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

• Rester le fournisseur d‟électricité le plus compétitif<br />

2 Conforter EDF <strong>en</strong> tant qu‟électrici<strong>en</strong> de référ<strong>en</strong>ce<br />

• Contrôle exclusif d‟EDF Energies Nouvelles,<br />

un leader dans les énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

• Contrôle total d‟Edison,<br />

qui sera la plateforme de développem<strong>en</strong>t gaz du Groupe<br />

9<br />

3<br />

Investir de manière sélective dans la croissance<br />

• Jusqu‟à 15 Mds€ d‟investissem<strong>en</strong>ts <strong>en</strong> 2015, dont 4 à 6 Mds€<br />

dans le développem<strong>en</strong>t<br />

• Des critères d‟investissem<strong>en</strong>t plus stricts (CMPC+ 300 points de base)<br />

• Objectif de rester la meilleure notation crédit du secteur

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

<strong>Le</strong>s chiffres clés du Groupe EDF<br />

Chiffres opérationnels (2010)<br />

• ~37 millions de cli<strong>en</strong>ts à travers le<br />

monde (gaz et electricité)<br />

• 134 GW installé dans le monde<br />

dont<br />

74 GW de <strong>nucléaire</strong><br />

21,5 GW d‟hydraulique<br />

3,3 GW de r<strong>en</strong>ouvelable<br />

• ~ 1.5 million de km de lignes réseaux,<br />

Transport et Distribution confondus,<br />

grâce aux <strong>en</strong>treprises affiliées<br />

• ~160 000 salariés<br />

dont ~35 000<br />

dont ~35 000<br />

dont ~ 15 500<br />

au sein de la distribution <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

au sein de la production et<br />

l‟ingénierie <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

au sein d‟EDF Energy<br />

<strong>Finance</strong> (2011)<br />

• Chiffre d‟affaires: 65 Mds €<br />

• EBITDA: 14,8 Mds€<br />

• Dette financière nette : 33,3 Mds €<br />

• EDF (30/01/2012):<br />

• Vigeo : note globale de 60/100<br />

A+ (S&P) / Aa3 (Moody‟s)/<br />

A+ (Fitch) / AA+ (JCR)<br />

Responsabilité sociale et <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tale (2010)<br />

• Carbon Disclosure <strong>Le</strong>adership Index : 78%<br />

10

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

<strong>Le</strong> comité exécutif du Groupe EDF (1/2)<br />

H<strong>en</strong>ri PROGLIO:<br />

Présid<strong>en</strong>t Directeur Général<br />

Diplômé d‟HEC, H<strong>en</strong>ri Proglio est P-DG d‟EDF depuis novembre 2009, après <strong>en</strong> avoir été l‟un des administrateurs<br />

depuis septembre 2004. Il a été auparavant P-DG de Veolia Environnem<strong>en</strong>t de 2003 à novembre 2009. En plus de<br />

ses fonctions d‟administrateur dans plusieurs groupes du CAC 40, il est égalem<strong>en</strong>t membre du Comité de l'énergie<br />

atomique, du Haut Comité pour la transpar<strong>en</strong>ce et l'information sur la sécurité <strong>nucléaire</strong> et Présid<strong>en</strong>t de l'association<br />

Electra<br />

Marianne LAIGNEAU:<br />

Directeur<br />

ressources Humaines<br />

Anci<strong>en</strong>ne élève de l'Ecole Normale Supérieure de Sèvres et anci<strong>en</strong>ne élève de l'ENA (promotion « Condorcet »),<br />

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

du Conseil d‟Etat depuis 1992 et Conseiller d‟Etat depuis 2007. Elle est, depuis décembre 2010, Directeur des<br />

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

Directeur juridique (janvier 2005 – décembre 2009)<br />

Pierre LEDERER (1) :<br />

Directeur Exécutif Groupe<br />

<strong>en</strong> charge du Commerce,<br />

de l'Optimisation et du Trading<br />

Diplômé de Sci<strong>en</strong>ces Physiques et de Mathématiques, Pierre <strong>Le</strong>derer intègre EDF <strong>en</strong> 1974 où il occupe différ<strong>en</strong>tes<br />

responsabilités au Service des Etudes Economiques Générales, au Service des Mouvem<strong>en</strong>ts d‟Energie et au Service<br />

de la Production Thermique. Il rejoint <strong>en</strong> 2000 le directoire exécutif d‟EnBW et <strong>en</strong> devi<strong>en</strong>t le vice présid<strong>en</strong>t <strong>en</strong> 2007.<br />

En février 2009, il est nommé Directeur Général adjoint <strong>d'EDF</strong> S.A., <strong>en</strong> charge du Commerce. Il supervise égalem<strong>en</strong>t<br />

la zone Europe contin<strong>en</strong>tale<br />

Hervé MACHENAUD:<br />

Directeur exécutif groupe<br />

<strong>en</strong> charge de la production<br />

et de l‟ingénierie<br />

Anci<strong>en</strong> élève de l‟Ecole Polytechnique (1968), ingénieur de l‟Ecole des Ponts et Chaussées et diplômé de l‟Institut<br />

d‟Etudes Politiques de Paris. Après des missions pour le compte du Ministère du Plan de la Côte d‟Ivoire et pour la<br />

Banque Mondiale, il rejoint le Groupe EDF <strong>en</strong> 1982, où il a notamm<strong>en</strong>t été <strong>en</strong> charge du pilotage des programmes<br />

<strong>nucléaire</strong>s français et internationaux du Groupe, ainsi que de son développem<strong>en</strong>t <strong>en</strong> Asie Pacifique. Il est depuis<br />

2009 Directeur Exécutif Groupe <strong>en</strong> charge de la Production et de l'Ingénierie et supervise égalem<strong>en</strong>t la zone Asie-<br />

Pacifique<br />

11<br />

(1)<br />

Remplacé temporairem<strong>en</strong>t par H<strong>en</strong>ri Lafontaine, anci<strong>en</strong>nem<strong>en</strong>t Directeur du Marché Entreprises et Professionnels

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

<strong>Le</strong> comité exécutif du Groupe EDF (2/2)<br />

Jean-Louis Mathias:<br />

Directeur Exécutif Groupe<br />

<strong>en</strong> charge de la Coordination<br />

des activités <strong>France</strong><br />

Anci<strong>en</strong> élève de l‟Ecole Polytechnique, diplômé de l'ENSAE, du C<strong>en</strong>tre de Perfectionnem<strong>en</strong>t aux Affaires (CPA) et<br />

lic<strong>en</strong>cié <strong>en</strong> sociologie. Après avoir été Directeur Général adjoint de Gaz de <strong>France</strong> de juin 2002 à août 2004, il devi<strong>en</strong>t<br />

Directeur général délégué du Groupe EDF <strong>en</strong> septembre 2004, puis Directeur Exécutif Groupe <strong>en</strong> charge de la<br />

Coordination des activités <strong>France</strong> <strong>en</strong> décembre 2009 . Il assure par ailleurs la responsabilité des énergies<br />

r<strong>en</strong>ouvelables et du gaz<br />

Thomas Piquemal:<br />

Directeur Exécutif Groupe<br />

<strong>en</strong> charge des <strong>Finance</strong>s<br />

Diplômé de l‟ESSEC. Après avoir exercé des responsabilités dans la banque d‟affaires Lazard Frères ,il devi<strong>en</strong>t <strong>en</strong><br />

janvier 2009 Directeur Général adjoint <strong>en</strong> charge des <strong>Finance</strong>s de Veolia Environnem<strong>en</strong>t et intègre son Comité<br />

exécutif. Il rejoint <strong>en</strong> décembre 2009 le groupe EDF, <strong>en</strong> tant Directeur Exécutif Groupe <strong>en</strong> charge des <strong>Finance</strong>s. Il<br />

supervise égalem<strong>en</strong>t la zone Etats-Unis<br />

Au-delà de ses activités professionnelles, il s‟<strong>en</strong>gage pour l‟insertion sociale et professionnelle des jeunes issus des<br />

quartiers dits s<strong>en</strong>sibles au travers de l‟Académie Christophe Tiozzo, fondée <strong>en</strong> 2008<br />

Vinc<strong>en</strong>t de RIVAZ:<br />

Directeur Général<br />

d’EDF Energy<br />

Diplômé de l‟École Nationale Supérieure d‟Hydraulique de Gr<strong>en</strong>oble, il effectue toute sa carrière chez EDF, où il<br />

assure différ<strong>en</strong>tes responsabilités dans le développem<strong>en</strong>t international du groupe . Il crée mi-2003 EDF Energy, dont<br />

il devi<strong>en</strong>t depuis lors le Directeur général. Il supervise la zone Royaume-Uni<br />

En juillet 2009, il est nommé ambassadeur national par Son Altesse Royale le prince de Galles, pour sa contribution<br />

significative aux projets de « Business in the Community », sout<strong>en</strong>us par le prince<br />

Alain TCHERNONOG:<br />

Secrétaire Général<br />

Docteur d‟Etat <strong>en</strong> droit et diplômé de l‟Institut d‟Administration d‟Entreprises, il exerce ses fonctions dans diverses<br />

<strong>en</strong>treprises avant de dev<strong>en</strong>ir <strong>en</strong> mars 2007 Secrétaire Général de Veolia Environnem<strong>en</strong>t. En décembre 2009, il est<br />

nommé Secrétaire Général du Groupe EDF. Il est notamm<strong>en</strong>t <strong>en</strong> charge des systèmes d‟information<br />

12

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

EDF depuis 1946<br />

Ouverture du marché français d‟abord pour les <strong>en</strong>treprises (1999 à<br />

2004), puis aux particuliers <strong>en</strong> 2007<br />

Changem<strong>en</strong>ts<br />

structurels dans<br />

le Groupe EDF<br />

Nationalisation du secteur de<br />

l‟électricité et du gaz<br />

Création d‟EDF <strong>en</strong> tant qu‟<br />

EPIC* suite à la loi du 8 avril<br />

1946<br />

<strong>Le</strong> 20 novembre 2004, EDF<br />

devi<strong>en</strong>t une S.A.<br />

Introduction <strong>en</strong> bourse <strong>en</strong> 2005 et<br />

création de RTE* pour garantir la<br />

non discrimination de l‟accès au<br />

marché<br />

1946 1963 1990 1999 2004 2005 2009 2010 2011<br />

Développem<strong>en</strong>t<br />

<strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Lancem<strong>en</strong>t du programme<br />

<strong>nucléaire</strong> à l‟échelle<br />

commerciale<br />

Développem<strong>en</strong>t de la base industrielle française,<br />

incluant les c<strong>en</strong>trales hydrauliques et <strong>nucléaire</strong>s<br />

Développem<strong>en</strong>t<br />

international<br />

Acquisition de<br />

British Energy<br />

Cession d‟EnBW<br />

et des réseaux au R-U<br />

Rachat d‟EDF<br />

Energies nouvelles<br />

Début du développem<strong>en</strong>t international, d‟abord <strong>en</strong> Amérique du Sud, puis <strong>en</strong> Europe avec le<br />

Royaume-Uni (dès 1998), Allemagne (2001) et l‟Italie (2005) ; acc<strong>en</strong>t mis sur l‟Asie<br />

13

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

La prés<strong>en</strong>ce d’EDF dans le monde<br />

Europe<br />

Pologne<br />

Pays-Bas Suisse<br />

Autres contin<strong>en</strong>ts<br />

Chine<br />

Laos<br />

Royaume-<br />

Uni<br />

<strong>France</strong><br />

Belgique<br />

Luminus<br />

~61,5% (1)<br />

Autriche<br />

Hongrie<br />

Brésil<br />

Etats-Unis<br />

Vietnam<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous ?<br />

630,4 TWh<br />

production mondiale 2010<br />

~75% <strong>nucléaire</strong><br />

~10% fossile<br />

~9% r<strong>en</strong>ouvelables (2)<br />

~6% gaz<br />

~13% (1) ~4% (1) (2)<br />

avec l‟hydraulique<br />

37 millions de<br />

Cli<strong>en</strong>ts (1)<br />

Italie<br />

Slovaquie<br />

Autres activités<br />

14,8 Mds €<br />

2011 EBITDA<br />

Développem<strong>en</strong>ts réc<strong>en</strong>ts<br />

• Cession des réseaux britanniques <strong>en</strong> octobre 2010<br />

• Cession d‟EnBW <strong>en</strong> décembre 2010<br />

• EDF déti<strong>en</strong>t 100% de EDF EN depuis août 2010<br />

14<br />

(1)<br />

En % de l’EBITDA Groupe 2011, Edison consolidé <strong>en</strong> proportionnel

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

<strong>Le</strong>s hommes et les femmes d’EDF (2011)<br />

En tant que groupe industriel (avec une forte expertise technologique, des<br />

activités de long terme et des missions d‟intérêt général) EDF s‟attache à<br />

investir durablem<strong>en</strong>t dans la compét<strong>en</strong>ce et la performance de ses équipes.<br />

• Privilégier la formation<br />

• Près de 119 000 salariés ont bénéficié d‟une formation <strong>en</strong> 2011 (moy<strong>en</strong>ne de 47h<br />

de formation par salarié) dans le cadre d‟un investissem<strong>en</strong>t qui représ<strong>en</strong>te 7% de<br />

la masse salariale<br />

• Recruter pour r<strong>en</strong>ouveler les équipes<br />

• Plus de 20% des effectifs <strong>France</strong> (1) pourrai<strong>en</strong>t partir à la retraite d‟ici 2016, <strong>en</strong><br />

particulier dans les métiers de la production, l‟ingénierie et la distribution, qui<br />

représ<strong>en</strong>t<strong>en</strong>t 2/3 des salariés au même périmètre<br />

• <strong>Le</strong> Groupe va maint<strong>en</strong>ir jusqu‟<strong>en</strong> 2014 un niveau d‟embauche adapté pour<br />

répondre à ces <strong>en</strong>jeux <strong>en</strong> réaffirmant son <strong>en</strong>gagem<strong>en</strong>t dans l‟alternance, source de<br />

diversité de compét<strong>en</strong>ces. En 2011, plus de 12 000 recrutem<strong>en</strong>ts ont été réalisés<br />

dans le Groupe dont près de la moitié à EDF SA et à ERDF<br />

• …d’autant qu’EDF continue d’investir dans la sûreté <strong>nucléaire</strong><br />

• EDF va r<strong>en</strong>forcer ses équipes opérationnelles sur les sites <strong>nucléaire</strong>s <strong>en</strong><br />

application des mesures complém<strong>en</strong>taires post Fukushima proposées à l‟ASN<br />

• EDF va <strong>en</strong> outre mettre <strong>en</strong> place la FARN (Force d‟Action Rapide Nucléaire), dont<br />

la mission sera d‟interv<strong>en</strong>ir dans les 24h, <strong>en</strong> appui des équipes d‟exploitation <strong>en</strong><br />

cas d‟accid<strong>en</strong>t<br />

Edison<br />

EDF EN 1%<br />

1.5%<br />

EDF<br />

Energy<br />

10%<br />

Dalkia<br />

International<br />

11.5%<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous ?<br />

Autres<br />

9.5%<br />

156 168<br />

salariés<br />

ErDF<br />

23.5%<br />

Pourc<strong>en</strong>tages calculés <strong>en</strong> fonction du nombre de salariés<br />

EDF SA<br />

43%<br />

En <strong>France</strong>, un tiers des salariés est dans la<br />

distribution et un tiers dans la production et<br />

ingénierie<br />

15<br />

(1) EDF SA et ERDF

Autre International<br />

<strong>Le</strong> Groupe EDF Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

<strong>Le</strong> Groupe EDF est prés<strong>en</strong>t sur toute la chaîne de<br />

valeur de l’électricité (principaux actifs du Groupe)<br />

<strong>France</strong> (avec SEI)<br />

Production Transport Distribution<br />

EDF SA : 99 GW<br />

RTE (100%):<br />

100 000km<br />

Réseaux<br />

ErDF (100%): 1,3 M km<br />

Commercialisation<br />

(nb cli<strong>en</strong>ts)<br />

EDF SA: ~ 26 M<br />

Royaume-Uni EDF Energy: 12,9 GW EDF Energy: ~5,5 M<br />

Italie<br />

Belgique<br />

Etats-Unis<br />

Autres<br />

Autres activités<br />

Edison (1) : 6,2 GW<br />

F<strong>en</strong>ice : 0,5 GW<br />

EDF Luminus : 2 GW<br />

EDF Belgium : 0,5 GW<br />

EDF Inc : 2 GW<br />

Autres: 5,7GW (dont<br />

Pologne, Slovaquie,<br />

Hongrie)<br />

Autres activités: 5,3 GW<br />

dont EDF EN : 2,7 GW<br />

Demasz (100%): 32 000 km<br />

SSE (49%): 33 000 km<br />

Activités transverses<br />

Edison: ~0,5 M<br />

EDF Luminus: ~1,6 M<br />

Demasz: ~770 000<br />

SSE: ~640 000<br />

ESTAG:~ 460 000<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous ?<br />

EDF intervi<strong>en</strong>t aussi<br />

dans la gestion pour<br />

compte de tiers,<br />

dans l‟ingénierie<br />

contractuelle et à<br />

travers des<br />

part<strong>en</strong>ariats :<br />

•Dans les activités<br />

réseaux (ex.:<br />

MRSK <strong>en</strong> Russie),<br />

•Dans l‟optimisation<br />

des activités (ex.:<br />

15 GW optimisés<br />

par EDF Trading<br />

aux E-U),<br />

•Dans les activités<br />

d‟opération &<br />

maint<strong>en</strong>ance (ex.:<br />

EnXco aux E-U)<br />

•Dans la production<br />

(ex.: le barrage de<br />

Nam Theun<br />

au Laos)<br />

16<br />

(1)<br />

incluant 50% d’Edipower<br />

Activités trading : EDF Trading<br />

Services énergétiques : Dalkia, F<strong>en</strong>ice

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

La gouvernance d’EDF SA à fin 2010<br />

Comité d‟Audit<br />

2 membres nommés par le<br />

gouvernem<strong>en</strong>t<br />

Conseil d‟administration<br />

(18)<br />

6 membres nommés par le<br />

gouvernem<strong>en</strong>t, 6 par l‟AG et 6<br />

élus par les employés<br />

Comité d‟éthique<br />

1 membre nommé par le<br />

gouvernem<strong>en</strong>t<br />

Comité de suivi<br />

des <strong>en</strong>gagem<strong>en</strong>ts<br />

<strong>nucléaire</strong>s<br />

2 membres nommés par le<br />

gouvernem<strong>en</strong>t<br />

Comité des nominations<br />

et des rémunérations<br />

1 membre nommé par le<br />

gouvernem<strong>en</strong>t<br />

Comité de la stratégie<br />

3 membres nommés par le<br />

gouvernem<strong>en</strong>t<br />

17

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

EDF: une <strong>en</strong>treprise cotée avec comme actionnaire<br />

majoritaire, l’Etat (1/2)<br />

Actionnariat au 31 décembre 2010<br />

Information sur l‟action<br />

Investisseurs<br />

institutionnels et<br />

particuliers<br />

13,10 %<br />

Employés EDF<br />

2,39 %<br />

Actions autodét<strong>en</strong>ues<br />

0,03 %<br />

Actions<br />

Nombre d‟actions 1,848,866,662<br />

Nombre d‟actions<br />

<strong>en</strong> circulation<br />

Nombre d‟actions<br />

autodét<strong>en</strong>ues<br />

1,848,318,061<br />

557,344<br />

Etat français<br />

84,48 %<br />

Code ISIN<br />

Index principaux<br />

Place de cotation<br />

FR0010242511<br />

CAC 40, Euro Stoxx Utilities, Dow Jones Euro<br />

Stoxx 50, Euronext 100, FTS Euro First<br />

Paris (Reuters: EDF.PA , Bloomberg: EDF FP)<br />

Légalem<strong>en</strong>t, l‟Etat français ne peut dét<strong>en</strong>ir moins<br />

de 70% du capital d‟EDF<br />

18

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

EDF: une <strong>en</strong>treprise cotée avec comme actionnaire<br />

majoritaire, l’Etat (2/2)<br />

EDF comme <strong>en</strong>treprise publique:<br />

cadre légal et contractuel<br />

• <strong>Le</strong> P-DG d‟EDF est proposé par les membres du conseil<br />

d‟administration et est nommé par décret du Présid<strong>en</strong>t de<br />

la République (loi du 26 juillet 1983)<br />

• <strong>Le</strong> conseil d‟administration est composé de 18 membres,<br />

un tiers étant nommé par le gouvernem<strong>en</strong>t<br />

(loi du 26 juillet 1983)<br />

• Toute décision ayant trait aux finances, investissem<strong>en</strong>ts,<br />

acquisitions et cessions doit être approuvée par le<br />

gouvernem<strong>en</strong>t (décret du 9 août 1953)<br />

• L‟<strong>en</strong>treprise est soumise à de nombreux contrôles<br />

financiers par différ<strong>en</strong>tes autorités: Contrôleur d‟Etat, Cour<br />

des Comptes, Inspection des <strong>Finance</strong>s<br />

• L‟Ag<strong>en</strong>ce des Participations de l‟Etat (“APE*”) représ<strong>en</strong>te<br />

l‟Etat dans son rôle d‟actionnaire<br />

• <strong>Le</strong>s accords contractuels principaux sont revus par la<br />

Commission Consultative des Marchés Publics (décret du<br />

18 septembre 1948)<br />

EDF comme <strong>en</strong>treprise cotée: gouvernance<br />

d‟<strong>en</strong>treprise<br />

• EDF doit respecter les lois s‟appliquant aux sociétés cotées et<br />

les standards spécifiques des <strong>en</strong>tités du secteur public<br />

• <strong>Le</strong>s règles de fonctionnem<strong>en</strong>t du conseil d‟administration (CA)<br />

sont semblables à celles des autres sociétés cotées<br />

• EDF a décidé <strong>en</strong> décembre 2008 de se référer au Code de<br />

l‟AFEP-MEDEF d‟octobre 2008 (révisé <strong>en</strong> avril 2010) pour son<br />

code de gouvernance d‟<strong>en</strong>treprise<br />

• Un rapport annuel sur l‟évolution du fonctionnem<strong>en</strong>t du CA est rédigé tous<br />

les trois ans par une <strong>en</strong>treprise externe. Des mises à jour régulières des<br />

procédures de fonctionnem<strong>en</strong>t du CA doiv<strong>en</strong>t être faites<br />

• <strong>Le</strong> CA nomme tous les comités appropriés<br />

• EDF suit les procédures de contrôle interne telles que<br />

recommandées par le COSO *<br />

• EDF publie annuellem<strong>en</strong>t un rapport de développem<strong>en</strong>t<br />

durable<br />

• En 2010, selon Vigeo, EDF est le meilleur de son secteur pour ce qui est du<br />

critère RSE, avec un score global de 60/100<br />

19

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Interaction d’EDF avec l’Ag<strong>en</strong>ce des Participations de<br />

l’Etat (APE)<br />

• L‟APE a été créée afin de remplir le rôle de l‟Etat <strong>en</strong> tant qu‟actionnaire<br />

• Ses missions principales sont:<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

• Analyser la stratégie et les finances de l‟<strong>en</strong>treprise<br />

• Représ<strong>en</strong>ter l‟Etat <strong>en</strong> tant qu‟actionnaire<br />

• Assurer la transpar<strong>en</strong>ce<br />

• Aider aux bonnes relations <strong>en</strong>tre l‟<strong>en</strong>treprise et l‟Etat<br />

• En conséqu<strong>en</strong>ce, l‟APE a exprimé les exig<strong>en</strong>ces suivantes aux <strong>en</strong>treprises du secteur public:<br />

• Respecter les codes internes des comités (audit, stratégie, …) et assurer un bon fonctionnem<strong>en</strong>t des organes<br />

sociaux<br />

• Nommer des personnes comme points de contact spécifiques de l‟APE<br />

• Préparer des tableaux d‟indicateurs pour l‟APE sur les principales données financières ou qualitatives<br />

• Organiser des réunions régulières, au moins annuelles, avec l‟APE sur la stratégie de l‟<strong>en</strong>treprise<br />

• Informer l‟APE de toute opération touchant au capital ou toute autre mission d‟audit spécifique<br />

20

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Autres autorités françaises avec un impact important<br />

sur les activités d’EDF<br />

• L‟ASN* (Autorité de Sûreté Nucléaire) est <strong>en</strong> charge du contrôle de la sûreté des installations<br />

<strong>nucléaire</strong>s <strong>en</strong> <strong>France</strong>. L‟ASN effectue:<br />

• Des inspections réglem<strong>en</strong>taires sur site, programmées ou inopinées (<strong>en</strong>viron 400 par an)<br />

• Un processus de réexam<strong>en</strong> déc<strong>en</strong>nal de sûreté, obligatoire pour prolonger l‟exploitation de la c<strong>en</strong>trale<br />

• La CRE* (Comité de Régulation de l‟Energie) est <strong>en</strong> charge d‟assurer l‟effici<strong>en</strong>ce des marchés<br />

du gaz et de l‟électricité pour le bénéfice des consommateurs finaux. <strong>Le</strong>s domaines de<br />

régulation inclu<strong>en</strong>t:<br />

• <strong>Le</strong>s réseaux d‟énergie<br />

• Accès aux réseaux régulés et leur développem<strong>en</strong>t<br />

• Indép<strong>en</strong>dance des opérateurs de réseaux<br />

• Marchés des énergies<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

• Surveillance des transactions sur les marchés de l‟énergie<br />

• Surveillance des marchés des particuliers (par exemple, faire des propositions sur l‟évolution des tarifs régulés)<br />

21

<strong>Le</strong> groupe EDF<br />

Prés<strong>en</strong>tation du groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

22<br />

<strong>France</strong> – profil pays<br />

Points-clés<br />

• EDF SA est actif sur toute la chaîne de valeur de l‟électricité, de la production<br />

à la v<strong>en</strong>te et au trading. Ces activités peuv<strong>en</strong>t se diviser<br />

• <strong>en</strong> activités dérégulées, avec EDF SA (production + v<strong>en</strong>tes, optimisation et trading)<br />

• <strong>en</strong> activités régulées, avec ErDF (distribution) , RTE (transport) et les activités EDF des<br />

Systèmes énergétiques insulaires (Corse, départem<strong>en</strong>ts d‟Outre Mer et collectivités d‟Outre<br />

Mer)<br />

• EDF SA possède le plus grand <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> du monde et le plus grand <strong>parc</strong><br />

de production électrique d‟Europe, tout <strong>en</strong> combinant performance<br />

opérationnelle et sûreté<br />

• De plus, EDF SA est fort d‟une large expéri<strong>en</strong>ce <strong>en</strong> hydroélectricité,<br />

combustibles conv<strong>en</strong>tionnels et énergies r<strong>en</strong>ouvelables (r<strong>en</strong>forcée par le<br />

rachat d‟EDF Energies Nouvelles)<br />

• RTE et ErDF sont des filiales à 100% d‟EDF SA opérationnellem<strong>en</strong>t<br />

indép<strong>en</strong>dantes (dissociation juridique), comme demandé par la législation de<br />

l‟UE<br />

• EDF SA joue aussi un rôle de holding par la dét<strong>en</strong>tion de 100% d‟EDF<br />

International (dét<strong>en</strong>ant la plus grande part d‟EDF dans les filiales<br />

internationales) et de participations dans différ<strong>en</strong>tes compagnies, dont:<br />

• EDEV (dont EDF EN, LNG Dunkerque, Electricité de Strasbourg…)<br />

• Dalkia (fournisseur de services énergétiques)<br />

• EDF Trading (opérateur de marché pour EDF SA)<br />

Capacité installée et production (2010)<br />

MW %<br />

Nucléaire 63 130 63,7<br />

Hydro 20 422 20,6<br />

Combustibles<br />

fossiles<br />

15 494 15,6<br />

Autres<br />

12 0,01<br />

r<strong>en</strong>ouvelables (1)<br />

Total 99 059 100<br />

GWh %<br />

Nucléaire 407 877 86,7<br />

Hydro (2) 46 920 9,7<br />

Combustibles<br />

fossiles<br />

21 446 3,6<br />

Autres<br />

15 NS<br />

r<strong>en</strong>ouvelables (1)<br />

Total 476,257 100<br />

Chiffres clés (2010)<br />

Mds€ EBITDA (2010)<br />

Dérégulé 5,9<br />

Régulé (hors RTE) 2,7<br />

(1)<br />

Sans EDF Energies Nouvelles<br />

(2)<br />

Dont l‟usine marémotrice sur la Rance

<strong>Le</strong> groupe EDF<br />

Prés<strong>en</strong>tation du groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

Développem<strong>en</strong>t du marché <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

• Bref résumé de la déréglem<strong>en</strong>tation du marché français:<br />

• Nationalisation des secteurs de l‟électricité et du gaz par la loi du 8 avril 1946.<br />

• A partir de février 1999, ouverture progressive du marché de l‟électricité sous l‟impulsion de la régulation europé<strong>en</strong>ne, d‟abord pour les cli<strong>en</strong>ts<br />

professionnels (déréglem<strong>en</strong>tation totale <strong>en</strong> juillet 2004), <strong>en</strong>suite pour les consommateurs individuels depuis 2007<br />

• Au 31 Décembre 2010, EDF a une part de marché d‟<strong>en</strong>viron 84% dans le secteur de l‟électricité pour les professionnels et particuliers, tandis que<br />

les fournisseurs alternatifs ont 5,2% de part de marché <strong>en</strong> sites résid<strong>en</strong>tiels et 7,6% du marché <strong>en</strong> sites non résid<strong>en</strong>tiels, d‟après la Commission<br />

de Régulation de l‟Energie (CRE)<br />

• Afin de favoriser la concurr<strong>en</strong>ce sur le marché français amoindrie par la compétitivité du <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> d‟EDF, la loi<br />

NOME du 7 décembre 2010 est <strong>en</strong>trée <strong>en</strong> vigueur au 1 er juillet 2011<br />

• La loi garantit aux concurr<strong>en</strong>ts d‟EDF un accès aux capacités de production <strong>nucléaire</strong> historique (“ARENH*”), à condition que ceux-ci ne<br />

fourniss<strong>en</strong>t que leurs cli<strong>en</strong>ts finaux <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

• L‟électricité totale délivrée aux cli<strong>en</strong>ts finaux ne peut pas dépasser 100 TWh, pour une période de 15 ans<br />

• <strong>Le</strong> prix de l‟ARENH est fixé par décret des Ministères de l‟Economie et de l‟Energie sur avis de la CRE les trois premières années, puis par<br />

décision de la CRE à partir de 2014 au plus tard<br />

• Une formule d‟indexation doit <strong>en</strong>core être mise <strong>en</strong> œuvre qui devrait couvrir tous les coûts des c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s historiques<br />

• Tous les tarifs existants devrai<strong>en</strong>t converger vers les prix de l‟ARENH d‟ici à 2015 et les tarifs industriels devrai<strong>en</strong>t être supprimés<br />

• <strong>Le</strong> prix de l‟ARENH au 1er janvier 2012 a été fixé à 42€/MWh<br />

23

<strong>Le</strong> groupe EDF<br />

Prés<strong>en</strong>tation du groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

24<br />

Royaume-Uni – profil pays<br />

Points-clés<br />

• Entité principale: EDF Energy, une des plus grandes compagnies énergétiques<br />

du R-U et le plus grand producteur d‟électricité bas carbone du R-U<br />

• La filiale a v<strong>en</strong>du son activité Réseau <strong>en</strong> 2010 et est dès lors organisée selon les<br />

activités suivantes :<br />

Production Nucléaire existante (15 réacteurs sur 8 c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s, une<br />

capacité de 8,8 GW, 20% de production <strong>en</strong> PPA* avec C<strong>en</strong>trica)<br />

Nouveau Nucléaire (<strong>en</strong> charge du projet EDF Energy Nouveau <strong>nucléaire</strong> au R-U)<br />

Approvisionnem<strong>en</strong>ts <strong>en</strong> énergies et V<strong>en</strong>tes cli<strong>en</strong>ts (gère les c<strong>en</strong>trales<br />

conv<strong>en</strong>tionnelles actuelles et les <strong>parc</strong>s éoli<strong>en</strong>s, et sert les besoins des cli<strong>en</strong>ts)<br />

• <strong>Le</strong> marché du R-U:<br />

• Un <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t de marché de l‟électricité complexe porté par le gaz, caractérisé par une forte<br />

volatilité et un marché B2B et B2C très compétitif<br />

• Un <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t marqué par de fortes incitations publiques pour décarboner l‟économie (-80%<br />

d‟émissions de CO2 d‟ici 2050)<br />

Position de marché (2010)<br />

Approvisionnem<strong>en</strong>t<br />

d’électricité:<br />

63,6 TWh<br />

Approvisionnem<strong>en</strong>t<br />

<strong>en</strong> gaz:<br />

30,4 TWh<br />

19,7% (1)<br />

Chiffres clés (2010)<br />

• Déficit structurel de capacité à v<strong>en</strong>ir d‟ici 2018/2020 dans le secteur de l‟électricité (-20 GW de<br />

capacité <strong>en</strong><br />

10 ans, soit <strong>en</strong>viron 25% de capacité installée), avec des risques de sous-capacité sur le moy<strong>en</strong><br />

terme<br />

• Implantation <strong>en</strong> cours de la réforme du marché de l‟électricité, avec l‟objectif de promouvoir la<br />

production d‟énergie bas-carbone (implantation d‟un prix plancher du carbone <strong>en</strong> mars 2011,<br />

discussions sur un CfD (« Contract for Differ<strong>en</strong>ce »), nouveaux standards de performance<br />

d‟émissions pour la production de charbon et les mécanismes de capacité<br />

Mds€<br />

EBITDA (2010) ajusté 1,8<br />

Source: Résumé Exécutif du Livre blanc de la réforme du marché de l’électricité, 12 Juillet 2011 - (1) Basé sur les données DUKES 2009 du Départem<strong>en</strong>t de l’Energie et du Changem<strong>en</strong>t<br />

Climatique<br />

5,6% (1)<br />

MW<br />

TWh<br />

Nucléaire 8 733 48,3<br />

Gaz 82 0,1<br />

Charbon 4 020 15,1<br />

R<strong>en</strong>ouvelable 159 0,2<br />

Total 12 994 63,7

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

Stratégie du groupe au R-U<br />

• Opérateur <strong>nucléaire</strong> majeur au R-U, leader du Nouveau Nucléaire<br />

• Près de 9 GW de capacité <strong>nucléaire</strong> existante avec un objectif explicite d‟ext<strong>en</strong>sion de vie (<strong>en</strong> moy<strong>en</strong>ne 5 ans pour les<br />

AGR et 20 ans pour Sizewell B, un REP)<br />

• Ambition de construire jusqu‟à 4 EPRs* à Hinkley Point et Sizewell<br />

• Rôle clé dans le débat sur la réforme du marché de l‟électricité<br />

• Croissance r<strong>en</strong>table à l‟aval<br />

• Conc<strong>en</strong>tration sur des marges durables sur les marchés des professionnels et des particuliers<br />

• Stratégie de croissance organique sur le marché des particuliers pour réaliser des économies d‟échelle<br />

• Développem<strong>en</strong>t de produits énergétiques et non-énergétiques innovants (services énergétiques)<br />

• Transformation des systèmes pour réduire les coûts et améliorer le service<br />

• Synergies de groupe et transformation au cœur du business model d‟EDF<br />

• Synergies d‟intégration suite à l‟acquisition de British Energy<br />

• Réalisation de programmes de changem<strong>en</strong>t majeurs <strong>en</strong> cours<br />

25

F<strong>en</strong>ice<br />

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

Italie – profil pays<br />

Points-clés Part de marché Edison (2010)<br />

• Entités principales (1) : Edison and F<strong>en</strong>ice<br />

• 50% des droits de vote et 48,96% des intérêts économiques d„Edison au 31 décembre 2010<br />

• 100% de F<strong>en</strong>ice<br />

• Points-clés - Edison:<br />

• 2 nde <strong>en</strong>treprise itali<strong>en</strong>ne d‟électricité (avec les 50% dét<strong>en</strong>us dans Edipower)<br />

• 2 nde <strong>en</strong>treprise de gaz <strong>en</strong> Italie<br />

• Edison est un acteur très actif dans le secteur des hydrocarbures, <strong>en</strong> Italie et à l‟étranger<br />

• Points-clés - F<strong>en</strong>ice:<br />

• Offre de services <strong>en</strong> énergie et <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>taux, expert <strong>en</strong> éco-effici<strong>en</strong>ce aux cli<strong>en</strong>ts<br />

industriels (principal cli<strong>en</strong>t: Fiat)<br />

• Construction de nouvelles c<strong>en</strong>trales de cogénération (production combinée d‟électricité et de<br />

chaleur) ou de tri génération (production combinée d‟électricité, de chaleur et de froid)<br />

• <strong>Le</strong> marché itali<strong>en</strong> est le 4 ème marché électrique europé<strong>en</strong>, à<br />

prédominance gazière<br />

• Accès à des terminaux LNG et des pipelines d‟importation (Rovigo, ITGI/Galsi)<br />

complém<strong>en</strong>taires à ceux où EDF déti<strong>en</strong>t une participation (South Stream, Dunkerque)<br />

• Pot<strong>en</strong>tiel de hub gazier pour l‟Europe et de sécurisation de la fourniture de gaz<br />

• Position géographique de l‟Italie, stratégique pour le développem<strong>en</strong>t dans le bassin<br />

méditerrané<strong>en</strong><br />

Edison (3)<br />

Electricité:<br />

41,8 TWh<br />

Gaz:<br />

15,8 Gm 3<br />

15%<br />

Chiffres clés(2010)<br />

20%<br />

C<strong>en</strong>trales thermo-électriques<br />

(dont 9,5 GW de gaz)<br />

C<strong>en</strong>trales hydroélectriques<br />

Eoli<strong>en</strong><br />

Capacités de production électrique<br />

Capacités de génération de chaleur<br />

Puissance installée (3)<br />

10,3 GW<br />

1,7 GW<br />

0,4 GW<br />

0,5 GW<br />

3,2 GWth<br />

Millions d’euros Dec. 2010 Dec. 2009<br />

EBITDA Edison (part EDF) 692 706<br />

EBITDA F<strong>en</strong>ice 110 89<br />

26<br />

(1)<br />

Dalkia et EDF EN sont aussi prés<strong>en</strong>ts sur le marché itali<strong>en</strong><br />

(2)<br />

100% des capacités installées<br />

(3)<br />

inclut 50% d’Edipower

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

Stratégie du Groupe <strong>en</strong> Italie<br />

• Bénéficier de l‟expéri<strong>en</strong>ce d‟Edison sur toute la chaîne du gaz, de l‟explorationproduction<br />

aux v<strong>en</strong>tes directes<br />

• Vaste expéri<strong>en</strong>ce dans les projets d‟infrastructures (ex. le terminal offshore de regazéification Rovigo)<br />

• Gestion active du portefeuille de concessions et de permis d‟exploration (ex. Abukir <strong>en</strong> Egypte)<br />

• Promouvoir l‟équilibre amont/aval<br />

• Accroître les v<strong>en</strong>tes d‟électricité aux cli<strong>en</strong>ts résid<strong>en</strong>tiels et aux PME<br />

• Accroître les v<strong>en</strong>tes de gaz aux grands cli<strong>en</strong>ts industriels<br />

• Gestion et optimisation des actifs de production<br />

• Réorganisation et r<strong>en</strong>forcem<strong>en</strong>t des activités d‟efficacité énergétique avec F<strong>en</strong>ice<br />

• Ext<strong>en</strong>sion prévue des activités <strong>en</strong> Espagne, Pologne, Russie, Chine et Europe c<strong>en</strong>trale<br />

• Support de part<strong>en</strong>ariats stratégiques pour le Groupe EDF<br />

27

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profil pays<br />

Amérique du Nord – profil des activités<br />

Activités nord-américaines - Production<br />

Activités nord-américaines - Gaz<br />

• Production (1) , hors énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

• EDF Inc – Près de 2 GW de <strong>nucléaire</strong> à travers la dét<strong>en</strong>tion de 49,99% de CENG<br />

• EDF Trading North America – managem<strong>en</strong>t pour compte de tiers de 15 GW<br />

• Energies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

• <strong>en</strong>Xco: 1 277 MW d‟éoli<strong>en</strong>, de solaire et de biomasse<br />

• EDF EN Canada: 71 MW de solaire<br />

• EDF EN Mexico: 68 MW d‟éoli<strong>en</strong><br />

• Développem<strong>en</strong>t de projets<br />

• Unistar: développem<strong>en</strong>t du nouveau <strong>nucléaire</strong>, projet Calvert Cliff 3<br />

• <strong>en</strong>Xco: 3,4 GW d‟éoli<strong>en</strong> et de solaire <strong>en</strong> développem<strong>en</strong>t pour compte propre ou de tiers<br />

• EDF EN Canada: 1 GW d‟éoli<strong>en</strong> et de solaire<br />

• EDF EN Mexico: 324 MW d‟éoli<strong>en</strong> <strong>en</strong> développem<strong>en</strong>t<br />

• Exploitation et Maint<strong>en</strong>ance pour compte de tiers:<br />

• <strong>en</strong>Xco Service Corp (US): 5 GW d‟éoli<strong>en</strong> et de solaire, dont 3,8 GW pour compte de tiers,<br />

faisant d‟eSC le plus grand fournisseur de services pour compte de tiers <strong>en</strong> Amérique du Nord<br />

• <strong>en</strong>Xco Service Canada Corp: 185,5 MW d‟éoli<strong>en</strong> et de solaire<br />

• <strong>en</strong>Xco Servicios Mexico: 67,5 MW d‟éoli<strong>en</strong><br />

• Stockage: 1,2 bcm de droits de stockage sur 14 sites aux<br />

Etats-Unis<br />

• Transport: 10 bcm par an de droits d‟utilisation des gazoducs<br />

<strong>en</strong> Amérique du Nord<br />

• Regazéification: 1 bcm par an de capacité de regazéification<br />

au terminal GNL de Freeport au Texas (contrat)<br />

Activités nord-américaines - Autres<br />

• Charbon: droits de passage dans plusieurs terminaux (Côte Est<br />

et Atlantique)<br />

• V<strong>en</strong>tes <strong>en</strong> gros: 400 MW acquis dans des processus d‟<strong>en</strong>chères<br />

• V<strong>en</strong>tes au détail: participation financière (25%) dans un des<br />

aggrégateurs les plus réputés (Champion). Total de 4 GW de<br />

pointe dans 7 Etats<br />

• Environnem<strong>en</strong>t: trader actif de biogaz, de produits dérivés climat<br />

et droits d‟émissions<br />

28<br />

(1)<br />

<strong>Le</strong> Groupe EDF déti<strong>en</strong>t aussi 7,24% de Constellation Energy. Cette part a une valeur de marché de 443 millions de dollars <strong>en</strong> décembre 2010.

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

Carte des opérations Nord Américaine du groupe EDF (hors<br />

Mexique) : EDF Inc, CENG, EDF Trading North America et <strong>en</strong>Xco<br />

CENG actifs <strong>nucléaire</strong><br />

EDFT Transport d‟électricité<br />

EDFT Transport de gaz<br />

EDFT Optimisation des actifs de production<br />

EDFT Gestion des actifs gaziers<br />

EDFT Capacité de regazification du GNL<br />

San Diego, CA<br />

Baltimore, MD<br />

Chevy, Chase, MD<br />

EDFT Stockage de gaz<br />

EDFT terminal Charbon (droits de<br />

passage)<br />

EDFT Commercialisation aux particuliers<br />

<strong>en</strong>Xco Biogaz<br />

<strong>en</strong>Xco Eoli<strong>en</strong> développé/EDF<br />

EN Canada Eoli<strong>en</strong> développé<br />

<strong>en</strong>Xco Solaire développé/ EDF<br />

EN Canada solaire<br />

<strong>en</strong>Xco O & M (eSC)<br />

*<br />

Houston, TX<br />

Une prés<strong>en</strong>ce forte et diversifiée <strong>en</strong><br />

Amérique du Nord<br />

29<br />

<strong>Le</strong>s activités éoli<strong>en</strong>nes et solaires, et les projets d’opération & maint<strong>en</strong>ance aux Etats-Unis sont portés pas EnXco; les projets au Mexique et au Canada sont portés sous la marque<br />

EDF Energies Nouvelles. La carte ne montre pas les activités mexicaines.

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

Amérique du Nord: caractéristiques du marché<br />

Perspectives du marché Etats-Unis / Stratégie<br />

• <strong>Le</strong> marché de l‟énergie américain est le plus important du<br />

monde, avec une structure très fragm<strong>en</strong>tée<br />

• <strong>Le</strong>s prix de l‟électricité sont faibles. En cause, des prix du gaz<br />

dépréciés <strong>en</strong> raison du développem<strong>en</strong>t réc<strong>en</strong>t de la production<br />

de gaz de schistes et une demande d‟énergie <strong>en</strong> baisse suite à<br />

la récession économique<br />

• Une faible visibilité sur la politique énergétique à v<strong>en</strong>ir, avec<br />

l‟expiration des PTC (1) d‟ici fin 2012, qui risque de retarder<br />

l‟addition de capacités éoli<strong>en</strong>nes nouvelles<br />

• Réglem<strong>en</strong>tations <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tales<br />

• 29 Etats et le district de Columbia ont une réglem<strong>en</strong>tation favorisant les énergies<br />

r<strong>en</strong>ouvelables (R<strong>en</strong>ewable Electricity Standard) qui exige des fournisseurs<br />

d‟énergie qu‟une part de leurs v<strong>en</strong>tes d‟électricité ou de leurs capacités de<br />

production soit d‟origine r<strong>en</strong>ouvelable<br />

• D‟ici à 2 ans, l‟Ag<strong>en</strong>ce de Protection de l‟Environnem<strong>en</strong>t américaine (EPA) devrait<br />

édicter de nouvelles réglem<strong>en</strong>tations quant aux émissions de particules dans<br />

l‟atmosphère (mercure, c<strong>en</strong>dres et poussières etc) et quant aux dispositifs de<br />

refroidissem<strong>en</strong>t par pompage d‟eau<br />

• <strong>Le</strong>s réglem<strong>en</strong>tations de l‟EPA sur les Sox et Nox*, prévues pour janvier 2012 ont<br />

été retardées <strong>en</strong> raison de procédures judiciaires<br />

• En ce qui concerne la réglem<strong>en</strong>tation sur les émissions de CO2, il n‟y a pas<br />

actuellem<strong>en</strong>t aux Etats Unis d‟impulsion suffisante pour le souti<strong>en</strong> à la mise <strong>en</strong><br />

place de politiques de réduction des émissions (mise à part la Californie, qui<br />

devrait lancer un marché du CO2 <strong>en</strong> janvier 2013)<br />

Perspectives du marché canadi<strong>en</strong> / Stratégie<br />

• Marché limité mais robuste<br />

• Croissance tirée par les politiques pro-<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tales au<br />

niveau des provinces. L‟Ontario et le Québec sont les marchés<br />

les plus vastes. La Colombie Britannique est certainem<strong>en</strong>t le<br />

prochain grand marché à s‟ouvrir<br />

• <strong>Le</strong>s politiques <strong>en</strong> cours dans l‟Ontario ont été r<strong>en</strong>forcées par<br />

l‟élection du Parti Libéral lors des élections provinciales<br />

Perspectives du marché mexicain / Stratégie<br />

• Des prix de l‟électricité élevés pour les cli<strong>en</strong>ts industriels et<br />

commerciaux combinés à des financem<strong>en</strong>ts bancaires<br />

favorables r<strong>en</strong>d<strong>en</strong>t l‟éoli<strong>en</strong> compétitif sans subv<strong>en</strong>tions<br />

• <strong>Le</strong> gouvernem<strong>en</strong>t fédéral a fixé un objectif de 7,5% de la<br />

production électrique couverte par le r<strong>en</strong>ouvelable d‟ici 2017<br />

• 2011 devrait être une année de croissance forte pour l‟éoli<strong>en</strong> au<br />

Mexique, avec la mise <strong>en</strong> service de plusieurs gros projets dans<br />

la région d‟Oaxaca<br />

• La réc<strong>en</strong>te attribution de 4 GW de capacité dans l‟Oaxaca, et les<br />

appels d‟offres <strong>en</strong> cours à Baja et Tamaulipas, sont autant de<br />

signes positifs pour l‟industrie<br />

30<br />

(1)<br />

ProductionTax Credit= crédit d’impôt dans le cas d’espèce pour favoriser la production d’énergie éoli<strong>en</strong>ne

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profil pays<br />

B<strong>en</strong>elux – Profil de la zone<br />

Points clés<br />

• Une zone stratégique pour EDF :<br />

• Une région qui compr<strong>en</strong>d d‟importantes interconnexions avec les<br />

marchés de l‟électricité français/allemand<br />

• Plaque tournante dans le marché du gaz naturel <strong>en</strong> raison de ses<br />

nombreuses installations pour l‟import et le transit, et le hub de<br />

Zeebrugge<br />

• Principales <strong>en</strong>tités : EDF Belgium et EDF Luminus<br />

(anci<strong>en</strong>nem<strong>en</strong>t SPE); Sloe C<strong>en</strong>trale B.V (Pays-Bas),<br />

EDF EN<br />

• EDF Belgium<br />

• Dét<strong>en</strong>u par EDF à100%<br />

• Déti<strong>en</strong>t 50% de la puissance installée de la c<strong>en</strong>trale <strong>nucléaire</strong> de Tihange 1<br />

(419 MW)<br />

• EDF Luminus<br />

• Participation majoritaire d‟EDF (63,5%)<br />

• 12% de la capacité installée belge<br />

• Capacité installée dans l‟éoli<strong>en</strong> : 92 MW<br />

• Sloe C<strong>en</strong>trale B.V<br />

• CCGT : 2 unités de 435 MW<br />

• Dét<strong>en</strong>ue à 50% avec Delta B.V<br />

Actifs<br />

Pays<br />

Belgique<br />

Belgique<br />

Pays-Bas<br />

Entreprise Activités<br />

principales<br />

EDF Belgium Production<br />

d‟électricité<br />

EDF<br />

Luminus<br />

Sloe C<strong>en</strong>trale<br />

B.V.<br />

Production<br />

d‟électricité<br />

V<strong>en</strong>te de gaz<br />

et d‟électricité<br />

Production<br />

d‟électricité<br />

Données techniques<br />

Capacité installée: 419 MW<br />

Capacité installée : 1 986,0 MW<br />

dont <strong>nucléaire</strong> (1) :<br />

dont thermique :<br />

dont hydro :<br />

dont r<strong>en</strong>ouvelables :<br />

518,5 MW<br />

1 302,7 MW<br />

72,6 MW<br />

92,1 MW<br />

Points de livraison : approx.<br />

1 650 000<br />

Capacité installée : 870 MW<br />

EBITDA cumulé 2010 (EDF Belgium + EDF Luminus<br />

+ Sloe): 273M €<br />

31<br />

(1)<br />

Dont 100 MW de droit de tirage sur la c<strong>en</strong>trale de Chooz B, dét<strong>en</strong>ue par le Groupe EDF

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profil pays<br />

Europe c<strong>en</strong>trale et ori<strong>en</strong>tale – Profil de la zone<br />

Points clés<br />

• Trois principaux pays : Pologne, Hongrie et Slovaquie<br />

• Pologne<br />

• 4 filiales : ERSA, EC Wybrzeze, EC Krakow, Kog<strong>en</strong>eracja (dét<strong>en</strong>ue<br />

à 34,4%)<br />

• Production d‟électricité, cogénération<br />

• Selon PSE (opérateur de transport <strong>en</strong> Pologne), la consommation<br />

d‟électricité devrait connaître une croissance annuelle moy<strong>en</strong>ne ><br />

2% sur les 10 prochaines années<br />

• D‟importants investissem<strong>en</strong>ts sont att<strong>en</strong>dus car les c<strong>en</strong>trales<br />

polonaises sont parmi les plus anci<strong>en</strong>nes d‟Europe. Ce besoin de<br />

capacités devrait conduire à une importante augm<strong>en</strong>tation des<br />

« clean dark spread* »<br />

• Hongrie<br />

• 2 principales filiales : BE ZRt et DEMASZ ZRt<br />

• Cogénération, distribution<br />

Actifs<br />

Pays Entreprise Principales activités Données techniques<br />

Pologne EC Wybrzeze<br />

Pologne<br />

Pologne<br />

Pologne<br />

Pologne<br />

Hongrie<br />

Hungrie<br />

Slovaquie<br />

Elektrownia<br />

Rybnik S.A.<br />

(ERSA)<br />

EC Krakow<br />

Kog<strong>en</strong>eracja<br />

Zielona Gora<br />

BE ZRt<br />

EDF<br />

DÉMÁSZ ZRt<br />

Groupe SSE<br />

Production d‟électricité<br />

et de chaleur<br />

Production d‟électricité<br />

Production d‟électricité<br />

et de chaleur<br />

Production d‟électricité<br />

et de chaleur<br />

Production d‟électricité<br />

et de chaleur<br />

Production d‟électricité<br />

et de chaleur<br />

V<strong>en</strong>te et distribution<br />

d‟électricité<br />

V<strong>en</strong>te et distribution<br />

d‟électricité<br />

Capacité électrique : 331 MW<br />

Capacité thermique : 1 199 MWth<br />

Capacité électrique : 1 775 MW<br />

Capacité électrique : 460 MW<br />

Capacité thermique : 1 118 MWth<br />

Capacité électrique : 363 MW<br />

Capacité thermique : 1 124 MWth<br />

Capacité électrique : 221 MW<br />

Capacité thermique : 296 MWth<br />

Capacité électrique : 409 MW<br />

Capacité thermique : 1 366 MWth<br />

Cli<strong>en</strong>ts : approx. 770 000<br />

V<strong>en</strong>tes :<br />

5,7 TWh<br />

Cli<strong>en</strong>ts : approx. 640 000<br />

V<strong>en</strong>tes :<br />

4,8 TWh<br />

• Slovaquie<br />

• Participation de 49% dans Stredoslov<strong>en</strong>ska Energetika (SSE), une<br />

société de distribution avec 645 000 cli<strong>en</strong>ts à fin 2010<br />

EBITDA 2010 Europe C<strong>en</strong>trale et Ori<strong>en</strong>tale : 461 M €<br />

32

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

EDF <strong>en</strong> Pologne : une position forte dans un marché<br />

<strong>en</strong> plein essor<br />

• Capacité installée <strong>en</strong> 2010:<br />

~3 200 Mwe et ~4 000 MWth<br />

EC Wybrzeze<br />

• EBITDA 2010: 275M€<br />

• Employés: ~4,000<br />

Cergia<br />

Entreprises de production d‟électricité et/ou de<br />

chaleur<br />

Trading d‟électricité<br />

Zielona Gora<br />

EDF Polska<br />

Représ<strong>en</strong>tation du groupe EDF <strong>en</strong> Pologne<br />

Kog<strong>en</strong>eracja<br />

• En décembre 2011, EDF a annoncé un investissem<strong>en</strong>t<br />

de 1,8Md€ à Rybnik pour remplacer 4 unités existantes<br />

par une unité supercritique de 900 MW. La mise <strong>en</strong><br />

service est prévue pour 2018<br />

• <strong>Le</strong> projet de Rybnik fait partie de l‟ambition d‟EDF à la<br />

fois <strong>en</strong> terme de diversification du mix et d‟expansion à<br />

l‟international<br />

El Rybnik<br />

Zower<br />

EC Kraków<br />

PEC Tarnobrzeg<br />

33

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Aperçu du Groupe EDF Une <strong>en</strong>treprise publique cotée Profils pays<br />

Chine<br />

Points clés<br />

• <strong>Le</strong> Groupe EDF est le plus important investisseur étranger<br />

sur le secteur de l‟électricité chinois<br />

• EDF a signé des part<strong>en</strong>ariats pour se développer dans<br />

toutes les domaines énergétiques, mais spécialem<strong>en</strong>t dans<br />

l‟énergie <strong>nucléaire</strong>, les c<strong>en</strong>trales charbon et le gaz<br />

• Première <strong>en</strong>treprise étrangère à investir dans un projet<br />

d‟énergie <strong>nucléaire</strong> <strong>en</strong> Chine (TNPJVC, 2009) : EDF<br />

exploitera conjointem<strong>en</strong>t avec CGNPC les réacteurs<br />

<strong>nucléaire</strong>s EPR 1 & 2 de Taishan (2x1 750 MW) (mise <strong>en</strong><br />

service du réacteur 1 <strong>en</strong> 2014, et du réacteur 2 un an après)<br />

• <strong>Le</strong>s participations dans les sociétés exploitant des c<strong>en</strong>trales<br />

à charbon représ<strong>en</strong>t<strong>en</strong>t une capacité installée totale de 4<br />

980 MW : Guangxi (Laibin B) et Shandong (SZPC), H<strong>en</strong>an<br />

(DSPC)<br />

• Impliqué dans l‟ingénierie gazière à Pékin à travers un<br />

part<strong>en</strong>ariat à Buget<br />

EBITDA 2010 : 94 M €<br />

4 980 MW de capacité installée <strong>en</strong> Chine<br />

Carte des opérations<br />

DSPC<br />

Projet SAN MEN XIA II<br />

2x600 MW thermique SC<br />

EDF : 35%<br />

Actifs<br />

Pays<br />

TNPJVC<br />

TAISHAN 1&2<br />

EPR 2x1 750 MW <strong>nucléaire</strong><br />

JV EDF 30% , CGNPC 70%<br />

Entreprise<br />

(participation)<br />

BUGET<br />

Gaz & Ingénierie<br />

EDF : 20%<br />

Beijing<br />

Nom de l’actif<br />

SZPC<br />

3 060 MW thermal<br />

EDF : 19.6%<br />

FIGLEC (EDF 100%) &<br />

SYNERGIE (EDF 85%)<br />

projet LAIBIN B<br />

2x360 MW thermique<br />

EDF: 100%<br />

Capacité installée<br />

Chine SZPC (19,6%) 3 c<strong>en</strong>trales à charbon 3 060 MW<br />

Chine DSPC (35%) San M<strong>en</strong> Xia 2 (charbon) 2x600 MW<br />

Chine Figlec (100%)<br />

C<strong>en</strong>trale de Laibin B<br />

(charbon)<br />

2x360 MW<br />

34

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Production<br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Optimisation - Trading - Commercialisation (Zoom sur la <strong>France</strong>)<br />

Gaz<br />

36

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong> Production Réseaux<br />

Optimisation – Trading<br />

Commercialisation<br />

Gaz<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables<br />

C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme<br />

37

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Hydraulique et<br />

R<strong>en</strong>ouvelables<br />

C<strong>en</strong>trales<br />

conv<strong>en</strong>tionnelles<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés <strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant <strong>France</strong><br />

Nucléaire existant R-U<br />

Nouveau <strong>nucléaire</strong><br />

Provisions long-terme<br />

38

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Nucléaire: une expertise unique<br />

• EDF: le plus important opérateur <strong>nucléaire</strong> mondial,<br />

avec une expéri<strong>en</strong>ce de 1450 années-réacteurs<br />

• Une production d‟électricité à des prix<br />

compétitifs, décorrélée des prix<br />

des combustibles fossiles et<br />

sans émission de CO2<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

EDF<br />

<strong>parc</strong> existant<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

58 réacteurs <strong>en</strong> <strong>France</strong>,<br />

15 réacteurs au R-U,<br />

5 réacteurs aux Etats Unis<br />

• Des actifs <strong>en</strong> <strong>France</strong>, au R-U, aux Etats-Unis<br />

et <strong>en</strong> Chine<br />

• Construction de nouveaux réacteurs par EDF<br />

• <strong>Le</strong> nouvel EPR* utilise 22% de combustible<br />

<strong>en</strong> moins que les REP actuels<br />

• Un EPR est <strong>en</strong> construction <strong>en</strong> <strong>France</strong>, deux <strong>en</strong> Chine,<br />

et des projets sont à l‟étude au R-U<br />

développem<strong>en</strong>t<br />

Nouveau Nucléaire<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

Une forte<br />

expéri<strong>en</strong>ce<br />

3 réacteurs EPR<br />

<strong>en</strong> construction<br />

1 450 années-réacteurs<br />

d‟expéri<strong>en</strong>ce d‟exploitation<br />

du <strong>parc</strong> français<br />

39

40<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Un <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t régulatoire qui souti<strong>en</strong>t l’énergie<br />

<strong>nucléaire</strong> dans les deux marchés principaux d’EDF<br />

Provisions longterme<br />

• En <strong>France</strong>: la loi NOME donne une visibilité long terme sur les cashflows de production/v<strong>en</strong>te<br />

d‟électricité<br />

• L‟ARENH* garantit aux concurr<strong>en</strong>ts l‟accès à la production de base fournie par le <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> d‟EDF <strong>en</strong> fonction de<br />

la consommation de leurs cli<strong>en</strong>ts finaux (max. 100 TWh v<strong>en</strong>dus pas EDF)<br />

• <strong>Le</strong> prix de €42/MWh fixé le 1 er janvier 2012 est <strong>en</strong> ligne avec les demandes d‟EDF et devrait croître pour atteindre le<br />

coût courant économique du <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> existant<br />

• Une formule d‟indexation devrait être r<strong>en</strong>due publique par le gouvernem<strong>en</strong>t, mais le cal<strong>en</strong>drier est <strong>en</strong>core incertain<br />

• La part énergie des tarifs devrait converger vers le niveau d‟ARENH au plus tard <strong>en</strong> 2015<br />

• Introduction d‟un mécanisme de marché pour assurer la sécurité d‟approvisionnem<strong>en</strong>t par des incitations à construire<br />

de nouvelles capacités<br />

• Au R-U: la Réforme du Marché de l‟Energie (EMR) offre une sécurité des cashflows pour le<br />

Nouveau Nucléaire<br />

• Prix plancher du carbone annoncé le 31 mars 2011, deux semaines après Fukushima (avec une cible 2020 de £30/t <strong>en</strong><br />

monnaie 2009; soit au moins £40/t avec des hypothèses d‟inflation conservatrices sur le R-U)<br />

• Un mécanisme d‟<strong>en</strong>chères de capacité est aussi prévu pour assurer la sécurité d‟approvisionnem<strong>en</strong>t, ainsi qu‟un<br />

mécanisme de CfD (Contract for Differ<strong>en</strong>ce) pour réduire le risque de volatilité du marché, <strong>en</strong> offrant une assurance<br />

aux cli<strong>en</strong>ts et investisseurs, qui garantit une utilisation effici<strong>en</strong>te des capitaux<br />

• <strong>Le</strong> 19 juillet 2011, le Parlem<strong>en</strong>t britannique a confirmé le besoin de développer l‟énergie <strong>nucléaire</strong> au R-U,<br />

marquant une avancée significative pour EDF au R-U

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

<strong>Le</strong> <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> d’EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Flamanville<br />

P<strong>en</strong>ly<br />

Paluel<br />

St Laur<strong>en</strong>t<br />

Chinon<br />

Blayais<br />

Civaux<br />

Golfech<br />

Gravelines<br />

Chooz<br />

Nog<strong>en</strong>t Seine<br />

Dampierre<br />

Belleville<br />

Catt<strong>en</strong>om<br />

Fess<strong>en</strong>heim<br />

Bugey<br />

St Alban<br />

Cruas<br />

Tricastin<br />

900 MW 1 300 MW 1 500 MW EPR<br />

• 74% de la production <strong>France</strong> <strong>en</strong> 2010<br />

• 58 réacteurs <strong>en</strong> exploitation<br />

• 19 sites<br />

• Une technologie unique (réacteurs à eau<br />

pressurisée), 3 séries:<br />

• 900 MW 34 réacteurs 31 GW<br />

• 1 300 MW<br />

20 réacteurs 26 GW<br />

• 1 450 MW 4 réacteurs 6 GW<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

L‟<strong>en</strong>semble du <strong>parc</strong> <strong>en</strong> exploitation aujourd‟hui a été construit <strong>en</strong><br />

utilisant la même technologie (REP). Cette standardisation permet<br />

une effici<strong>en</strong>ce et des synergies opérationnelles. Plus qu’un<br />

simple opérateur, EDF est un architecte-<strong>en</strong>semblier,<br />

c‟est-à-dire qu‟EDF est responsable du design, du cal<strong>en</strong>drier et de la<br />

construction des réacteurs, offrant à EDF toutes les cartes pour<br />

exploiter le <strong>parc</strong> de manière sûre<br />

41

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Disponibilité du <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> français depuis 1980<br />

Kd (%)<br />

85<br />

80<br />

83,1<br />

80,2<br />

77<br />

80,2 81<br />

82,7<br />

81,1<br />

79,3<br />

81,2<br />

82,7<br />

83,6<br />

80,2<br />

79,2<br />

78 78,5<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

<strong>Le</strong> Kd, ou coeffici<strong>en</strong>t de<br />

disponibilité, représ<strong>en</strong>te l‟énergie<br />

disponible rapportée à l‟énergie théorique<br />

maximale, correspondant à un<br />

fonctionnem<strong>en</strong>t à la puissance installée<br />

toute l‟année<br />

75<br />

70<br />

71,5<br />

72<br />

72<br />

70,9<br />

<strong>Le</strong> Ku, ou coeffici<strong>en</strong>t<br />

d’utilisation, est l‟énergie produite<br />

rapportée à l‟énergie disponible et reflète<br />

les contraintes <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tales et<br />

sociales, de la fourniture des services<br />

système et de l‟optimisation<br />

65<br />

60<br />

63,8<br />

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08<br />

10<br />

La multiplication du Kd et du Ku donne le<br />

Kp, ou “facteur de charge”, défini<br />

comme l‟énergie générée par rapport à<br />

l‟énergie théorique maximale<br />

Kp = Kd x Ku<br />

42

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Chiffres-clés: production <strong>nucléaire</strong> <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

2006 2007 2008 2009 2010<br />

Niveau de production (TWh) 428 418 418 390 408<br />

Kp (facteur de charge) 77,4% 75,6% 75,3% 70,5% 73,8%<br />

Ku (coeffici<strong>en</strong>t d‟utilisation) 92,6% 94,2% 95,2% 90,4% 94,0%<br />

Kd (coeffici<strong>en</strong>t de disponibilité) 83,6% 80,2% 79,2% 78,0% 78,5%<br />

Nombre de visites déc<strong>en</strong>nales 5 4 5 6 5<br />

43

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

<strong>Le</strong> <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> français: cycle de production<br />

Cycle<br />

Production Arrêt<br />

Production Arrêt<br />

programmé<br />

programmé<br />

La longueur peut varier de10<br />

jours d‟un cycle à l‟autre<br />

Pour rechargem<strong>en</strong>t, maint<strong>en</strong>ance,<br />

réparations. Durée: variable, <strong>en</strong>tre 30<br />

et 100 jours<br />

Cycle de rechargem<strong>en</strong>t des réacteurs<br />

<strong>nucléaire</strong>s<br />

• 900 MW: 28 réacteurs cycle de 12 mois<br />

• 1 300 MW: 20 réacteurs<br />

6 réacteurs cycle de 18 mois<br />

cycle de 18 mois<br />

• 1 450 MW: 4 réacteurs cycle de 18 mois<br />

3 types d‟arrêts programmés<br />

• Arrêt pour simple rechargem<strong>en</strong>t (ASR): Durée moy<strong>en</strong>ne ≈ 35 jours<br />

• Visite partielle pour rechargem<strong>en</strong>t et maint<strong>en</strong>ance (VP): Durée moy<strong>en</strong>ne ≈ 60<br />

jours, variable selon les programmes de travaux de maint<strong>en</strong>ance<br />

• Visite déc<strong>en</strong>nale(VD): Durée moy<strong>en</strong>ne ≈ 100 jours, variable selon les<br />

programmes de modifications de sûreté et de travaux de maint<strong>en</strong>ance<br />

• Obligation légale (tests de sûreté et autres contrôles), permettant d‟élever le niveau de<br />

sûreté aux standards les plus réc<strong>en</strong>ts, et d‟effectuer des travaux de maint<strong>en</strong>ance<br />

10 years<br />

VD ASR VP VP ASR<br />

VD<br />

44

Nombre de visites déc<strong>en</strong>nales par an<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Une moy<strong>en</strong>ne de 6 visites déc<strong>en</strong>nales par an <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

10<br />

9<br />

8<br />

7<br />

6<br />

5<br />

Moy<strong>en</strong>ne de 6 VD<br />

par an <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

1 450 MW<br />

1 300 MW<br />

4<br />

3<br />

900 MW<br />

2<br />

1<br />

0<br />

2010 2011 2012E 2013E 2014E 2015E 2016E 2017E 2018E 2019E 2020E 2021E 2022E 2023E 2024E<br />

Une visite déc<strong>en</strong>nale = <strong>en</strong> moy<strong>en</strong>ne 100 jours (1) d‟arrêts<br />

45<br />

(1)<br />

Cette durée moy<strong>en</strong>ne est variable selon les programmes de modifications de sûreté et de travaux de maint<strong>en</strong>ance<br />

NB: les jours d‟arrêts relatifs aux visites déc<strong>en</strong>nales ont des valeurs de Kd différ<strong>en</strong>tes selon la puissance des réacteurs<br />

*

MWh<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Modèle de consommation français: très saisonnier et<br />

thermos<strong>en</strong>sible<br />

Ce qui <strong>en</strong>traîne un usage spécifique du <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Consommation m<strong>en</strong>suelle 2010 des grands pays europé<strong>en</strong>s<br />

60,000<br />

50,000<br />

40,000<br />

• La consommation varie beaucoup <strong>en</strong><br />

fonction des saisons<br />

• Entre 30 et 35 TWh <strong>en</strong> été<br />

• Parfois plus de 50 TWh <strong>en</strong> décembre-janvier<br />

30,000<br />

20,000<br />

10,000<br />

,0<br />

Jan. Fev. Mars Avr. Mai Juin Juil. Août. Sept. Oct. Nov. Dec.<br />

• Des variations importantes pour chaque<br />

changem<strong>en</strong>t de 1°C <strong>en</strong> <strong>France</strong>:<br />

• En hiver ≈ ±2 300 MW<br />

• En été ≈ ± 500 MW<br />

Allemagne <strong>France</strong> Italie R-U<br />

46<br />

Source : DTI pour le R-U, UCTE

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Un cal<strong>en</strong>drier saisonnier des arrêts programmés<br />

• Un nombre minimal d‟arrêts programmés p<strong>en</strong>dant l‟hiver<br />

• Un équilibre nécessaire <strong>en</strong>tre les cycles de production de 12 mois et ceux de 18 mois<br />

Année 2010 / Nombre de réacteurs REP <strong>en</strong> arrêt programmé par semaine<br />

12<br />

10<br />

8<br />

6<br />

4<br />

2<br />

0<br />

1 10 20 30 40 50<br />

47

Homme-Sievert par<br />

tranche<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Amélioration continue des conditions d’exploitation<br />

Nombre d‟arrêts automatiques de réacteur<br />

80<br />

60<br />

40<br />

20<br />

72<br />

69<br />

61<br />

58<br />

56<br />

0<br />

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010<br />

53<br />

31<br />

41<br />

40<br />

<strong>Le</strong> nombre d‟arrêts automatiques est un<br />

indicateur majeur <strong>en</strong> terme de sûreté. Il<br />

mesure la qualité et la rigueur dans<br />

l‟exploitation. <strong>Le</strong>s résultats d‟EDF sont<br />

depuis 3 ans parmi les meilleurs mondiaux.<br />

Dosimétrie collective annuelle moy<strong>en</strong>ne /réacteur<br />

1.2<br />

0.8<br />

0.4<br />

0<br />

H.Sv / tr<br />

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010<br />

L‟application continue de la démarche « aussi bas que possible » a permis une<br />

diminution progressive de la dosimétrie. <strong>Le</strong> résultat obt<strong>en</strong>u <strong>en</strong> 2010 est le meilleur<br />

depuis 10 ans.<br />

15<br />

10<br />

5<br />

0<br />

Taux de fréqu<strong>en</strong>ce d‟accid<strong>en</strong>ts (1)<br />

EDF SA<br />

Entreprises prestataires<br />

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010<br />

Grâce aux actions m<strong>en</strong>ées conjointem<strong>en</strong>t par EDF et les prestataires, tous les<br />

salariés bénéfici<strong>en</strong>t d‟un même niveau de sécurité <strong>en</strong> constante amélioration<br />

48<br />

(1) Nombre d’accid<strong>en</strong>ts avec arrêt de travail pour un million d’heures travaillées

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Evolution du facteur de charge et de la production<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Kp annuel (facteur de charge) du <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong><br />

Production nette du <strong>parc</strong> REP<br />

Kp (%)<br />

TWh<br />

90<br />

500<br />

80<br />

70<br />

71,8<br />

72,8<br />

74,1<br />

75,5<br />

76,1<br />

77<br />

77,6<br />

77,4<br />

75,6<br />

73,8<br />

75,3 70,7<br />

400<br />

300<br />

375<br />

395<br />

401<br />

417<br />

421<br />

427<br />

429<br />

428<br />

418<br />

418<br />

390<br />

408<br />

60<br />

200<br />

2000 2002 2004 2006 2008 2010<br />

2000 2002 2004 2006 2008 2010<br />

49

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Comparaison du Kd avec le <strong>parc</strong> REP américain<br />

95<br />

85<br />

Disponibilité<br />

USA (69 REP)<br />

• <strong>Le</strong> Kd inclut l‟impact des indisponibilités<br />

techniques<br />

(arrêts programmés ou fortuits)<br />

• <strong>Le</strong> <strong>parc</strong> de REP américains fonctionne <strong>en</strong> base<br />

• <strong>Le</strong> <strong>parc</strong> français fonctionne avec une saisonnalité<br />

des arrêts programmés<br />

75<br />

EDF (58 REP)<br />

65<br />

1990 1995 2000 2005 2008<br />

• Impact sur le Kd de cette différ<strong>en</strong>ce structurelle<br />

d‟exploitation ≈ -6 points<br />

• ≈ -2 pts: gestion du combustible (cycle du<br />

combustible)<br />

• ≈ -2 pts: gestion de l‟appel au <strong>parc</strong> (modulation)<br />

• ≈ -2 pts: spécificités dues à la régulation et à la<br />

sûreté<br />

50

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

Performance opérationnelle: att<strong>en</strong>tes sur le Kd<br />

• <strong>Le</strong>s leviers de la performance:<br />

• Poursuivre le remplacem<strong>en</strong>t des gros composants (générateurs de vapeur, stators<br />

d‟alternateurs, transformateurs principaux)<br />

• R<strong>en</strong>forcer la maîtrise industrielle des arrêts de tranche pour réduire les prolongations d‟arrêt<br />

• Améliorer la fiabilité des équipem<strong>en</strong>ts <strong>en</strong> s‟appuyant notamm<strong>en</strong>t sur une démarche de<br />

maint<strong>en</strong>ance prév<strong>en</strong>tive pour réduire les indisponibilités fortuites<br />

51

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Poursuite du programme de remplacem<strong>en</strong>t des gros<br />

composants<br />

Provisions longterme<br />

Générateurs de vapeur (GV)<br />

(3 GV/ réacteur de 900 MW)<br />

Stators d’alternateurs<br />

Transformateurs principaux<br />

(3 pôles / réacteur)<br />

Remplacés fin 2011<br />

Prioritaires restant à remplacer<br />

5 réacteurs d‟ici 2014<br />

21 réacteurs de 900 MW<br />

dont 2 <strong>en</strong> 2012<br />

21 réacteurs jusqu‟<strong>en</strong> 2017<br />

27 réacteurs<br />

dont 4 <strong>en</strong> 2012<br />

Programme industrialisé à partir de 2012: 4 réacteurs/an<br />

<strong>en</strong> moy<strong>en</strong>ne jusqu‟<strong>en</strong> 2020<br />

52

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Réduire le taux d’indisponibilité fortuite:<br />

AP 913 (1)<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

la démarche<br />

Id<strong>en</strong>tifications des<br />

composants critiques<br />

Classification des<br />

composants selon que la<br />

défaillance <strong>en</strong>traîne:<br />

• Perte de production> 20 %<br />

• Arrêt automatique du réacteur,<br />

immédiat etc.<br />

Actions correctives<br />

Actions correctives priorisées<br />

selon la criticité des<br />

composants<br />

Maint<strong>en</strong>ance prév<strong>en</strong>tive<br />

Programmes de maint<strong>en</strong>ance<br />

prév<strong>en</strong>tive et de surveillance<br />

adaptés à la criticité des<br />

composants<br />

Suivi continu de la performance<br />

Gestion du cycle de vie<br />

Gestion du cycle de vie<br />

adaptée à la criticité des<br />

composants<br />

Système d‟information intégré<br />

pour le suivi de la fiabilité du<br />

matériel<br />

53<br />

(1)<br />

La démarche AP913 est une méthode établie par l‟Institute of Nuclear Power Operations (INPO) visant à hiérarchiser les priorités de maint<strong>en</strong>ance selon une grille d‟évaluation standardisée

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

R<strong>en</strong>forcer la maîtrise industrielle des arrêts de tranche<br />

pour réduire les prolongations d’arrêt<br />

• Pilotage <strong>en</strong> continu des activités critiques de l‟arrêt et<br />

traitem<strong>en</strong>t réactif des alertes pour sécuriser la durée<br />

d‟arrêt<br />

• Mise <strong>en</strong> alerte du COPAT au bout de 30 minutes<br />

• Mise <strong>en</strong> place d‟équipes de maint<strong>en</strong>ance réactives <strong>en</strong><br />

continu et création d‟équipes id<strong>en</strong>tifiées pour intégrer le<br />

retour d‟expéri<strong>en</strong>ce<br />

• Processus de gestion d‟aléas importants<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

<strong>Le</strong> C<strong>en</strong>tre Opérationnel de Pilotage des Arrêts de Tranche (COPAT):<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

54

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

<strong>Le</strong> post-Fukushima <strong>en</strong> <strong>France</strong> (1/2)<br />

• Décision de l‟ASN* du 5 mai 2011, des évaluations complém<strong>en</strong>taires<br />

portant sur :<br />

• <strong>Le</strong>s marges de sûreté face aux phénomènes naturels séismes et inondations et<br />

leur conséqu<strong>en</strong>ces (pertes d‟alim<strong>en</strong>tations électriques et de refroidissem<strong>en</strong>t)<br />

• La gestion des accid<strong>en</strong>ts résultant de ces phénomènes<br />

• Et qui concern<strong>en</strong>t les réacteurs et les piscines d‟<strong>en</strong>treposage du combustible<br />

• Des évaluations articulées autour de trois aspects :<br />

• <strong>Le</strong>s dispositions prises <strong>en</strong> compte dans le dim<strong>en</strong>sionnem<strong>en</strong>t des installations ; la<br />

conformité des installations aux exig<strong>en</strong>ces de conception qui lui sont applicables<br />

et qui sont régulièrem<strong>en</strong>t accrues lors des réévaluations périodiques de sûreté<br />

imposées par la loi<br />

• L‟évaluation de la « robustesse » (marges de conception disponibles,<br />

redondance…) des installations au-delà de ce pour quoi elles sont dim<strong>en</strong>sionnées<br />

• <strong>Le</strong>s possibilités de modifications susceptibles d‟améliorer <strong>en</strong>core le niveau de<br />

sûreté actuel des installations<br />

Fukushima<br />

<strong>Le</strong> 11 mars 2011, un séisme<br />

de magnitude 9 sur la côte Pacifique du<br />

Tohoku a décl<strong>en</strong>ché un tsunami, qui a<br />

provoqué un accid<strong>en</strong>t <strong>nucléaire</strong> au niveau<br />

7 de l‟échelle d‟INES à Fukushima.<br />

<strong>Le</strong> séisme a <strong>en</strong>traîné l'arrêt automatique<br />

des réacteurs <strong>en</strong> service et a fait tomber<br />

<strong>en</strong> panne les groupes électrogènes de<br />

secours. <strong>Le</strong> défaut de refroidissem<strong>en</strong>t<br />

des réacteurs a induit des fusions<br />

partielles de cœur dans trois réacteurs<br />

puis d'importants rejets radioactifs.<br />

55

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

<strong>Le</strong> post-Fukushima <strong>en</strong> <strong>France</strong> (2/2)<br />

Cal<strong>en</strong>drier:<br />

• 1 er juin 2011 : remise à l‟ASN d‟une note de méthodologie<br />

• 15 septembre 2011: remise à l‟ASN par EDF des rapports des 19 c<strong>en</strong>trales<br />

<strong>nucléaire</strong>s (incluant Flamanville 3)<br />

• 8, 9 et 10 novembre : Groupe Perman<strong>en</strong>t d‟experts convoqué par l‟ASN<br />

• 3 janvier 2012 : avis de l‟ASN remis au Premier Ministre, qui le transmet à la Commission europé<strong>en</strong>ne<br />

• 30 juin 2012 : définition d‟un «noyau dur» de dispositions matérielles et organisationnelles pour prév<strong>en</strong>ir et<br />

maîtriser les accid<strong>en</strong>ts dans des situations extrêmes, au-delà du dim<strong>en</strong>sionnem<strong>en</strong>t des installations<br />

• De janvier à juin 2012 : les rapports des différ<strong>en</strong>ts Etats europé<strong>en</strong>s sont soumis à un processus de revues<br />

croisées (peer reviews)<br />

• 25 avril 2012 : exam<strong>en</strong> et approbation par l‟ENSREG (European Nuclear Safety REgulators Group) du<br />

rapport des conclusions des revues croisées europé<strong>en</strong>nes<br />

• 28-29 juin 2012 : prés<strong>en</strong>tation par la Commission europé<strong>en</strong>ne de son rapport sur les tests de résistance au<br />

Conseil europé<strong>en</strong><br />

• 15 septembre 2012 : date de remise des rapports à l‟ASN pour les installations moins prioritaires<br />

56

Production<br />

Une prise <strong>en</strong> compte systématique du retour d’expéri<strong>en</strong>ce<br />

(même avant Fukushima)<br />

Exemples:<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

• Installation de recombineurs d‟hydrogène dans les bâtim<strong>en</strong>ts réacteurs (à<br />

la suite de l‟accid<strong>en</strong>t de Three Mile Island aux Etats Unis)<br />

• Environ 100 recombineurs d‟hydrogène installés par réacteur<br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

• Cet équipem<strong>en</strong>t fonctionne sans alim<strong>en</strong>tation électrique et permet d‟éviter une explosion liée<br />

à l‟accumulation d‟hydrogène dans le bâtim<strong>en</strong>t réacteur<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

• Installation de filtres à proximité des bâtim<strong>en</strong>ts réacteurs (après Three Mile Island et Tchernobyl)<br />

• Filtre installé à proximité de chaque bâtim<strong>en</strong>t réacteur pour, <strong>en</strong> situation accid<strong>en</strong>telle d‟augm<strong>en</strong>tation de la pression dans le<br />

bâtim<strong>en</strong>t réacteur, réaliser des rejets <strong>en</strong> les filtrant et <strong>en</strong> limitant ainsi le niveau de radioactivité rejetée<br />

• Travaux pour se prémunir des conséqu<strong>en</strong>ces des inondations (après Blayais <strong>en</strong> 1999)<br />

• A Gravelines: mise <strong>en</strong> place de murets et de barrages supplém<strong>en</strong>taires au niveau du canal d‟am<strong>en</strong>ée et modification<br />

d‟ouvrages de génie civil pour protéger la station de pompage<br />

• A Dampierre: installation de barrages et de protection des grilles de v<strong>en</strong>tilation pour le bâtim<strong>en</strong>t technique de<br />

télécommunications et constructions de talus supplém<strong>en</strong>taires à la périphérie du site<br />

Provisions longterme<br />

57

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Provisions longterme<br />

<strong>Le</strong>s conclusions de l’ASN à l’issue des ECS<br />

• <strong>Le</strong>s installations <strong>nucléaire</strong>s prés<strong>en</strong>t<strong>en</strong>t un niveau de sûreté suffisant dans<br />

leur état actuel<br />

• <strong>Le</strong>s marges sismiques actuelles sur les réacteurs <strong>nucléaire</strong>s <strong>d'EDF</strong> sont<br />

satisfaisantes<br />

• La réévaluation complète conduite à la suite de l'inondation de la c<strong>en</strong>trale <strong>nucléaire</strong><br />

du Blayais <strong>en</strong> 1999 donne aux c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s un haut niveau de<br />

protection contre le risque inondation<br />

• La conception r<strong>en</strong>forcée de l'EPR assure déjà une protection améliorée à l'égard<br />

des accid<strong>en</strong>ts graves<br />

• Demande aux exploitants d‟augm<strong>en</strong>ter, au-delà des marges de sûreté dont<br />

elles dispos<strong>en</strong>t déjà, la robustesse des installations face à des situations<br />

extrêmes<br />

L‟ASN considère que « les installations examinées prés<strong>en</strong>t<strong>en</strong>t un niveau de sûreté suffisant<br />

pour qu'elle ne demande l'arrêt immédiat d'aucune d'<strong>en</strong>tre elles »<br />

58

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

EDF mettra <strong>en</strong> œuvre les exig<strong>en</strong>ces de l’ASN<br />

• R<strong>en</strong>forcem<strong>en</strong>t de la protection actuelle des installations et de certains matériels vis-à-vis des séismes<br />

et inondations<br />

• Des dispositions techniques supplém<strong>en</strong>taires pour faire face à des situations climatiques extrêmes :<br />

• Id<strong>en</strong>tification d‟une liste d‟équipem<strong>en</strong>ts (dite « noyau dur ») permettant de garantir l‟appoint <strong>en</strong> eau et <strong>en</strong> électricité pour chaque<br />

réacteur dans des situations extrêmes, et protection de ce « noyau dur » contre les agressions au-delà du dim<strong>en</strong>sionnem<strong>en</strong>t<br />

actuel. EDF proposera le cont<strong>en</strong>u détaillé et les modalités de mise <strong>en</strong> œuvre à l‟ASN pour le 30 juin 2012 .<br />

• Dans ce noyau dur, figure le r<strong>en</strong>forcem<strong>en</strong>t des appoints <strong>en</strong> eau et électricité (ex : ajout d‟un diesel d‟ultime secours pour chaque<br />

réacteur)<br />

• Des dispositions organisationnelles :<br />

• R<strong>en</strong>forcem<strong>en</strong>t de l‟organisation de crise locale et nationale et des moy<strong>en</strong>s associés (compét<strong>en</strong>ces, formation, robustesse des<br />

locaux de gestion de crise)<br />

• Gréem<strong>en</strong>t d‟une Force d‟Action Rapide Nucléaire capable d‟être pleinem<strong>en</strong>t opérationnelle sur n‟importe quel site <strong>en</strong> 24 h<br />

maximum.<br />

59

Production<br />

Nucléaire<br />

Chiffres clés<br />

du <strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant <strong>en</strong><br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

au R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions long<br />

terme<br />

<strong>Le</strong> <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> d’EDF Energy<br />

Hunterston B<br />

Torness<br />

Hartlepool<br />

En résumé<br />

• 16% de la production du R-U <strong>en</strong> 2010<br />

• 15 réacteurs <strong>en</strong> opération<br />

• 8 c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s<br />

• 2 technologies (RAG et REP), pour une capacité totale<br />

de 8.8 GW<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

Heysham 1 & 2<br />

Sizewell B<br />

Hinkley Point B<br />

Dung<strong>en</strong>ess B<br />

Réacteurs avancés refroidis au gaz (RAG)<br />

Réacteur à eau pressurisée (REP)<br />

<strong>Le</strong> RAG diffère à bi<strong>en</strong> des égards d‟un modèle REP. Si le modèle<br />

RAG est spécifique au Royaume-Uni, le modèle REP est pour sa part le<br />

type de réacteur le plus fréqu<strong>en</strong>t dans le monde.<br />

<strong>Le</strong> RAG dispose d‟un modérateur au graphite qui permet de contrôler la<br />

réaction. <strong>Le</strong> réacteur est <strong>en</strong>fermé dans une cuve <strong>en</strong> acier à doublure <strong>en</strong><br />

béton comprimé de plusieurs mètres d‟épaisseur qui agit égalem<strong>en</strong>t comme<br />

un bouclier biologique. <strong>Le</strong> générateur de vapeur chauffant l‟eau est situé à<br />

l‟intérieur de la cuve de pression. Un RAG utilise le dioxyde d‟uranium<br />

<strong>en</strong>richi comme combustible et du CO2 comme fluide caloporteur.<br />

<strong>Le</strong> REP est cont<strong>en</strong>u dans un berceau à pression <strong>en</strong> acier rempli d‟eau<br />

pressurisée qui agit comme modérateur et fluide caloporteur. <strong>Le</strong><br />

combustible utilisé est le dioxyde d‟uranium <strong>en</strong>richi cont<strong>en</strong>u dans des<br />

tubes <strong>en</strong> alliage de zirconium.<br />

60

Kd (coeffici<strong>en</strong>t de disponibilité)<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

Nuclear<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

au R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Chiffres-clé: la production <strong>nucléaire</strong> au Royaume-Uni<br />

80%<br />

80%<br />

79%<br />

Achat de<br />

British Energy<br />

Interruptions de service à<br />

Dung<strong>en</strong>ess B, Heysham 2<br />

et Sizewell B<br />

70%<br />

74%<br />

76%<br />

71%<br />

73%<br />

67%<br />

67%<br />

72%<br />

63%<br />

60%<br />

50%<br />

53%<br />

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010<br />

61<br />

Production<br />

(TWh)<br />

2006 2007 2008 2009 2010<br />

55,5 51,9 40,2 55,1 48,3<br />

Kd (%) 67% 67% 53% 72% 63%

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

Nuclear<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Points clés du <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> d’EDF Energy<br />

• Un <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> avec un âge moy<strong>en</strong> de 26 ans<br />

• Capacité totale de production d‟électricité de 8,8 GW, dont 7 GW introduit <strong>en</strong>tre 1983 et1995<br />

• Amélioration de la performance opérationnelle, avec une production cible supérieure à 55 TWh par an<br />

• L‟analyse de la sûreté comme priorité opérationnelle<br />

• L‟adéquation de chaque station doit être confirmée à chaque arrêt programmé par le Bureau de la Règlem<strong>en</strong>tation<br />

<strong>nucléaire</strong> (“ONR” : Office for Nuclear Regulation, anci<strong>en</strong>nem<strong>en</strong>t “NII” : Nuclear Installations Inspectorate) avant<br />

redémarrage<br />

• Visite déc<strong>en</strong>nale (“Periodic Safety Review”) <strong>en</strong>treprise tous les 10 ans, nécessitant aussi l‟approbation de l‟ONR<br />

• Prolongation des durées d‟exploitation <strong>en</strong> bonne voie<br />

• Prolongation de la durée d‟exploitation sujette à un exam<strong>en</strong> des facteurs économique et techniques<br />

• Coût att<strong>en</strong>du par RAG : approx. 50 M £<br />

• Durée cible des prolongations de durée d‟exploitation des RAG de 5 ans <strong>en</strong> moy<strong>en</strong>ne, et de 20 ans pour Sizewell B<br />

• Confirmation <strong>en</strong> 2010 de la prolongation de vie de 5 ans pour Heysham 1 et Hartlepool<br />

62

2011<br />

2012<br />

2013<br />

2014<br />

2015<br />

2016<br />

2017<br />

2018<br />

2019<br />

2020<br />

2021<br />

2022<br />

2023<br />

2024<br />

2025<br />

2026<br />

2027<br />

2028<br />

2029<br />

2030<br />

2031<br />

2032<br />

2033<br />

2034<br />

2035<br />

2036<br />

2037<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

Nuclear<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Durée d’exploitation des c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong> d’EDF Energy<br />

Hinkley<br />

Hunterston<br />

Hartlepool*<br />

Heysham 1*<br />

Période jusque la fermeture prévue<br />

Période de confiance +5ans/+20ans<br />

Sc<strong>en</strong>ario de confiance élevée<br />

Faible confiance<br />

Heysham 2<br />

Torness<br />

Dung<strong>en</strong>ess<br />

<strong>Le</strong> sc<strong>en</strong>ario de confiance élevée pour<br />

Sizewell est la fermeture <strong>en</strong> 2055<br />

Sizewell<br />

Prolongation cible de durée d‟exploitation moy<strong>en</strong>ne de 5 ans sur tous le <strong>parc</strong> RAG, et de 20 ans pour Sizewell B<br />

63<br />

* Annonce <strong>en</strong> décembre 2010 du prolongem<strong>en</strong>t de la durée d’exploitation des c<strong>en</strong>trales électriques Heysham 1 et de Hartlepool (Région 2) de 2014 à 2019

Nombre d‟arrêts pour 7000 heures<br />

UATR (trips per 7000 hrs critical)<br />

Apr-97<br />

Nombre d‟accid<strong>en</strong>ts par<br />

200 000 heures travaillées<br />

Apr-98<br />

Apr-99<br />

Apr-00<br />

Apr-01<br />

Apr-02<br />

Apr-03<br />

Apr-04<br />

Apr-05<br />

Apr-06<br />

Apr-07<br />

Apr-08<br />

Apr-09<br />

Apr-10<br />

Apr-11<br />

(milli sievert par réacteur par an)<br />

(man-Sv per reactor per year)<br />

2002<br />

2003<br />

2004<br />

2005<br />

2006<br />

2007<br />

2008<br />

2009<br />

2010<br />

Oct-11<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

Nuclear<br />

Amélioration significative de la performance de sécurité<br />

<strong>nucléaire</strong> d’EDF Energy<br />

Taux de fréqu<strong>en</strong>ce des accid<strong>en</strong>ts<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

1.0<br />

0.8<br />

Employés d‟EDF Energy<br />

Employés prestataires<br />

Valeurs de comparaison<br />

Bonne<br />

3.50<br />

3.00<br />

2.50<br />

2.00<br />

1.50<br />

1.00<br />

0.50<br />

0.00<br />

0.6<br />

0.4<br />

EDF 0,38<br />

EDF Energy 0,30<br />

0.2<br />

Médiane employés<br />

0<br />

- WANO<br />

2001/02 Août 05 Mai 06 Fev. 07 Nov. 07 Août 08 Mai 09 Fev. 10 Nov. 10 Août 11<br />

Taux d‟arrêts automatiques<br />

Bonne<br />

Avr. 97 Avr. 99 Avr. 01 Avr. 03 Avr. 08 Avr. 07 Avr. 09 Avr. 11<br />

0.20<br />

0.20<br />

0.16<br />

0.16<br />

0.12<br />

0.12<br />

0.08<br />

0.08<br />

0.04<br />

0.04<br />

0.00<br />

2002 2004 2006 2008 2010 Oct. 11<br />

0.00<br />

Dosimétrie collective moy<strong>en</strong>ne sur 3<br />

ans /réacteur<br />

Bonne<br />

64

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

Nuclear<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Un plan bi<strong>en</strong> défini pour maximiser la performance et la<br />

valeur à long terme<br />

Objectifs de<br />

performance<br />

• Objectifs clés<br />

• Maint<strong>en</strong>ir des performances de sûreté exceptionnellem<strong>en</strong>t élevées<br />

• Atteindre une production durable >55 TWh par an<br />

• Maint<strong>en</strong>ir et développer une main d‟oeuvre qualifiée pour sout<strong>en</strong>ir le nouveau programme de<br />

construction au Royaume-Uni<br />

• Pour atteindre ces objectifs, maint<strong>en</strong>ir des investissem<strong>en</strong>ts <strong>nucléaire</strong>s adaptés<br />

(~£300M par an + intégration des retours d‟expéri<strong>en</strong>ce de Fukushima)<br />

Objectif<br />

stratégique<br />

• Objectif stratégique principal : assurer les ext<strong>en</strong>sions de durée d‟exploitation<br />

• Ét<strong>en</strong>dre les durées d‟exploitation de notre <strong>parc</strong> RAG de 5 ans <strong>en</strong> moy<strong>en</strong>ne et de 20 ans pour<br />

Sizewell B<br />

• <strong>Le</strong>s ext<strong>en</strong>sions de durée d‟exploitation pourrai<strong>en</strong>t aider à éviter la construction de nouvelles<br />

c<strong>en</strong>trales à combustible fossile au R-U avant que de nouvelles capacités « décarbonées »<br />

soit mises <strong>en</strong> construction<br />

• Elles pourront aussi fournir de la flexibilité dans l‟objectif crucial de ret<strong>en</strong>ir la main d‟oeuvre<br />

opérationnelle<br />

65

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Principes de fonctionnem<strong>en</strong>t d’un REP<br />

Reactor building<br />

(<strong>nucléaire</strong> zone)<br />

Turbine hall building<br />

(non <strong>nucléaire</strong> zone)<br />

66

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

EPR: des améliorations technologiques sûres<br />

• La sûreté:<br />

• Réduction de la probabilité d‟un accid<strong>en</strong>t (facteur 10)<br />

• Protection des dangers externes (coque résistante<br />

à l‟impact d‟un avion)<br />

• Conception évolutive (“core catcher”)<br />

• La performance:<br />

• Production annuelle accrue de 36%<br />

• Amélioration du r<strong>en</strong>dem<strong>en</strong>t (+ 3pts)<br />

• Disponibilité accrue (91%)<br />

• La radioprotection:<br />

• Dose collective annuelle <strong>en</strong> baisse d‟au moins 40%<br />

• Environnem<strong>en</strong>t:<br />

• Réduction très importante des volumes de déchets<br />

et de rejets radioactifs<br />

67

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

EPR: améliorations dans la conception<br />

4 boucles de contrôle<br />

indép<strong>en</strong>dantes<br />

Récupérateur de cœur <strong>en</strong><br />

cas de fusion du cœur<br />

accid<strong>en</strong>telle<br />

Coque résistante<br />

au crash d‟un avion<br />

68<br />

Amélioration des<br />

composants et<br />

systèmes

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

EPR Flamanville 3: une première réalisation dont le retour<br />

d’expéri<strong>en</strong>ce bénéficie aux autres projets<br />

• Rapprochem<strong>en</strong>t avec les équipes d‟AREVA<br />

sur les EPR français et finlandais<br />

• Une organisation spécifique pour animer le<br />

retour d‟expéri<strong>en</strong>ce de Flamanville 3 vers<br />

les autres projets<br />

• Une analyse fine des difficultés r<strong>en</strong>contrées<br />

à Flamanville 3 pour optimiser le planning<br />

des prochains EPR:<br />

• Des effets déjà visibles sur Taishan<br />

• 20 mois de gains id<strong>en</strong>tifiés sur les 4 premières<br />

années de Flamanville 3<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Point sur l’avancem<strong>en</strong>t du chantier de Flamanville 3<br />

69<br />

Coût du projet: 6 milliards d‟euros<br />

Objectif de 1 ère production commercialisable: 2016<br />

Avancem<strong>en</strong>t: 88% du génie civil et 21% des montages<br />

électromécaniques effectués

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Chine (TNPJVC)<br />

• Taishan 2 EPR 1 <strong>en</strong> & 2 construction<br />

(EDF 30%)<br />

• Mise <strong>en</strong> service prévue <strong>en</strong> 2014 pour la<br />

tranche 1<br />

• Mise <strong>en</strong> service de la tranche 2 prévue<br />

<strong>en</strong>viron un an après la tranche 1<br />

• Travaux réalisés <strong>en</strong> 2011:<br />

• Travaux de génie civil<br />

• Montages électromécaniques<br />

• Livraison de la cuve du réacteur de la tranche 1<br />

• Pose du dôme sur le bâtim<strong>en</strong>t réacteur de la tranche<br />

1 le 23 octobre 2011<br />

Photo: TNPJVC: Jia Jiangli, Juin 2011<br />

70

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Nouveau <strong>nucléaire</strong> – Reste du monde<br />

Royaume-Uni<br />

• Capitalisation sur la prés<strong>en</strong>ce d‟EDF Energy ainsi que sur le savoir-faire et les sites de British Energy<br />

• Progrès significatifs dans le “G<strong>en</strong>eral Design Assessm<strong>en</strong>t” de la technologie EPR<br />

• Réforme <strong>en</strong> cours du marché:<br />

• Prix plancher sur le CO 2 réduisant le risque affectant les prix de gros de l‟électricité<br />

• Mise <strong>en</strong> place d‟un système de capacités permettant d‟établir un niveau minimum de r<strong>en</strong>tabilité couvrant l‟investissem<strong>en</strong>t initial (CfD)<br />

• Réduction du risque projet<br />

• Décision d‟investissem<strong>en</strong>t sur une première paire de réacteurs au second semestre 2012<br />

Etats-Unis<br />

• 1 projet: Calvert Cliffs 3<br />

• Unistar, dét<strong>en</strong>ue à 100% par EDF<br />

• 3 conditions préalables à la décision d‟investissem<strong>en</strong>t:<br />

• Reconfiguration du projet industriel<br />

• <strong>Finance</strong>m<strong>en</strong>t (prêt garanti)<br />

• Environnem<strong>en</strong>t économique et/ou réglem<strong>en</strong>taire amélioré<br />

71

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Au R-U, les « Contrats pour Différ<strong>en</strong>ce » (CfDs) peuv<strong>en</strong>t fournir<br />

la visibilité nécessaire aux investisseurs à la construction de<br />

c<strong>en</strong>trales à faibles émissions de CO 2<br />

Impact illustratif des CfDs sur les rev<strong>en</strong>us des producteurs à<br />

faibles émissions (£/MWh) – début <strong>en</strong> 2018<br />

Différ<strong>en</strong>ce<br />

payée au<br />

producteur<br />

Prix de l’électricité<br />

(avec prix du carbone)<br />

Introduction<br />

<strong>Le</strong> producteur<br />

paie la différ<strong>en</strong>ce<br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Prix d’exercice<br />

contractuel illustratif<br />

2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

• Réduit la volatilité et les risques pour<br />

les investisseurs<br />

• Offre une sécurité aux consommateurs<br />

• Mécanisme déjà mis <strong>en</strong> place<br />

auparavant<br />

• IPPs dans les années 1990<br />

• Beaucoup utilisé dans le Pool<br />

Provisions longterme<br />

• Fréqu<strong>en</strong>t dans le trading de commodités<br />

• Peut être taillé sur mesure selon les<br />

technologies<br />

• <strong>Le</strong>s problématiques d‟implém<strong>en</strong>tation<br />

sont tout à fait gérables<br />

72

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Démantèlem<strong>en</strong>t d’une c<strong>en</strong>trale: 3 étapes clés<br />

Phase<br />

1<br />

• Mise à l‟arrêt définitif<br />

• La première phase compr<strong>en</strong>d le déchargem<strong>en</strong>t du combustible, la vidange de tous les circuits (99,9 %<br />

de la radioactivité prés<strong>en</strong>te sur le site est éliminée), puis la mise à l‟arrêt définitif (démontage<br />

d‟installations non <strong>nucléaire</strong>s définitivem<strong>en</strong>t mises hors service)<br />

Phase<br />

2<br />

Phase<br />

3<br />

• Libération partielle<br />

• La seconde phase compr<strong>en</strong>d le démontage des équipem<strong>en</strong>ts et de tous les bâtim<strong>en</strong>ts (à l‟exception du<br />

bâtim<strong>en</strong>t réacteur), le conditionnem<strong>en</strong>t et l‟évacuation de l‟<strong>en</strong>semble des déchets vers les c<strong>en</strong>tres de<br />

stockage agréés et la mise sous surveillance du bâtim<strong>en</strong>t réacteur<br />

• Libération totale<br />

• Cette dernière phase compr<strong>en</strong>d le démontage complet du bâtim<strong>en</strong>t réacteur, ainsi que des matériaux<br />

et équipem<strong>en</strong>ts <strong>en</strong>core radioactifs et l‟évacuation des déchets générés<br />

73<br />

La durée et la complexité des opérations conduisant aux différ<strong>en</strong>ts niveaux peuv<strong>en</strong>t varier d‟une<br />

filière à l‟autre <strong>en</strong> fonction de la nature des opérations à réaliser

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

C<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s <strong>en</strong> cours de démantèlem<strong>en</strong>t<br />

Chooz<br />

En 2001, EDF a décidé de démanteler intégralem<strong>en</strong>t ses<br />

9 c<strong>en</strong>trales à l‟arrêt sur 25 ans au lieu de 50 ans<br />

• 1 réacteur à eau pressurisée (REP)<br />

• Chooz A (300 MW): 1967-1991<br />

Br<strong>en</strong>nilis<br />

St Laur<strong>en</strong>t<br />

Chinon<br />

Civaux<br />

Bugey<br />

• 1 réacteur à eau lourde (REL)<br />

• Br<strong>en</strong>nilis (70 MW): 1967-1985 (EDF/CEA)<br />

• 6 réacteurs de la filière Uranium naturel /<br />

graphite-gaz (UNGG)<br />

• Chinon A1 (70 MW): 1963-1973<br />

• Chinon A2 (200 MW): 1965-1985<br />

Creys Maleville<br />

• Chinon A3 (480 MW): 1966-1990<br />

• Saint-Laur<strong>en</strong>t A1 (480 MW): 1969-1990<br />

• Saint-Laur<strong>en</strong>t A2 (515 MW): 1971-1992<br />

• Bugey 1 (540 MW): 1972-1994<br />

• 1 réacteur à neutrons rapides (RNR)<br />

• Creys-Malville (1 240 MW): 1986-1997<br />

UNGG Silo REP REL RNR<br />

• Silo à chemises graphite de St Laur<strong>en</strong>t A<br />

74

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Une installation <strong>en</strong> cours de démantèlem<strong>en</strong>t: Br<strong>en</strong>nilis<br />

• <strong>Le</strong> réacteur de Br<strong>en</strong>nilis, « filière à eau lourde », a été exploité conjointem<strong>en</strong>t par EDF et le CEA jusqu'à son<br />

arrêt définitif <strong>en</strong> 1985. En 2000, la responsabilité d'exploitant <strong>nucléaire</strong> a été transférée du CEA à EDF<br />

• <strong>Le</strong> démantèlem<strong>en</strong>t partiel <strong>en</strong>gagé <strong>en</strong> 1997 est quasim<strong>en</strong>t achevé. Rest<strong>en</strong>t à effectuer la démolition et<br />

le déclassem<strong>en</strong>t des sous-sols de la station de traitem<strong>en</strong>t des efflu<strong>en</strong>ts pour finaliser la phase 2<br />

• La mise <strong>en</strong> sécurité du site et le dépôt d‟un nouveau dossier de déconstruction ont été faits par EDF fin<br />

juillet 2008. Suite à l‟<strong>en</strong>quête publique, la commission d‟<strong>en</strong>quête a donné un avis défavorable au projet<br />

le 15 mars 2010<br />

• L‟avis a été obt<strong>en</strong>u assorti d‟une recommandation de réalisation de certains travaux<br />

• <strong>Le</strong>s opérations de déconstruction, susp<strong>en</strong>dues par une décision du Conseil d‟Etat ont partiellem<strong>en</strong>t repris<br />

suite à un décret du Premier Ministre publié le 28 juillet 2011<br />

• <strong>Le</strong>s travaux définitifs de démantèlem<strong>en</strong>t complet seront couverts par un décret complém<strong>en</strong>taire qui a<br />

nécessité le dépôt d‟un nouveau dossier fin 2011<br />

75

Production<br />

Retour d’expéri<strong>en</strong>ce des coûts de démantèlem<strong>en</strong>t<br />

à l’international<br />

• Une étude OCDE – AEN parue fin 2003 rec<strong>en</strong>se l‟<strong>en</strong>semble des coûts, <strong>en</strong> USD du 1 Juillet 2001<br />

(1 USD valait 0,85 EUR), avancés par les différ<strong>en</strong>ts opérateurs <strong>nucléaire</strong>s REP conduisant aux<br />

résultats suivants:<br />

• Suède: 93 $/kW<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

• Japon: 405 $/kW<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

• Espagne: 166 $/kW<br />

• Belgique: 212 $/kW<br />

• <strong>France</strong>: 225 $/kW (with $0,85 = €1)<br />

• Etats-Unis: 256 à 420 $/kW<br />

• Allemagne: 270 $/kW<br />

• Suisse: 234 $/kW<br />

• Hormis les valeurs extrêmes (Suède et Japon) il apparaît que les coûts sont assez homogènes,<br />

la <strong>France</strong> se situant 10 à 15 % <strong>en</strong> dessous de la moy<strong>en</strong>ne, ce qui peut s‟expliquer par l‟effet de<br />

série que l‟on peut raisonnablem<strong>en</strong>t att<strong>en</strong>dre pour le <strong>parc</strong> REP<br />

Un niveau de provisions cohér<strong>en</strong>t avec le b<strong>en</strong>chmark international<br />

76

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

B<strong>en</strong>chmark avec les opérateurs <strong>nucléaire</strong>s allemands<br />

• La comparaison directe <strong>en</strong>tre les montants de provisions relatives au <strong>nucléaire</strong> (déconstruction et<br />

aval du cycle) indiqués dans les comptes d‟EDF d‟un côté et des opérateurs allemands de l‟autre<br />

se heurte au niveau d‟agrégation élevé des provisions sur lequel communiqu<strong>en</strong>t les opérateurs<br />

allemands<br />

• La supériorité du niveau de provisions pour déconstruction des opérateurs allemands, rapportées<br />

à la puissance installée, peut prov<strong>en</strong>ir de plusieurs facteurs :<br />

• L’effet d’actualisation, le <strong>parc</strong> français étant plus jeune: un écart de 10 ans réduit les provisions de 25%<br />

• Ecarts de périmètre: <strong>en</strong> Allemagne, les coûts de démantèlem<strong>en</strong>t inclu<strong>en</strong>t les coûts de construction et d‟exploitation<br />

d‟un bâtim<strong>en</strong>t de stockage des combustibles usés sur site<br />

• L’effet de série et de standardisation des processus et un coût de déconstruction de la filière REP plus faible<br />

que toutes les autres filières<br />

• Ecarts structurels <strong>en</strong> matière d’organisation et de choix industriels (déc<strong>en</strong>tralisation et hétérogénéité des<br />

réacteurs <strong>en</strong> Allemagne versus organisation intégrée et <strong>parc</strong> standardisé <strong>en</strong> <strong>France</strong>)<br />

<strong>Le</strong>s spécificités d’EDF expliqu<strong>en</strong>t un niveau relatif des charges <strong>nucléaire</strong>s inférieur à celui de<br />

certains autres opérateurs<br />

77

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

Comparaison réacteur à eau bouillante vs. REP<br />

Réacteur à eau bouillante<br />

SCHEMA DE PRINCIPE<br />

Réacteur à eau pressurisée EDF<br />

SCHEMA DE PRINCIPE<br />

Turbine<br />

Alternateur<br />

Cond<strong>en</strong>seur<br />

Zone générant des déchets <strong>nucléaire</strong>s lors de la<br />

déconstruction<br />

Un réacteur à eau bouillante comporte plus de zones contaminées par l‟eau du circuit primaire et des<br />

zones générant des déchets <strong>nucléaire</strong>s plus importantes qu‟un réacteur à eau pressurisée (REP)<br />

78

Production<br />

Nucléaire<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Que couvre la gestion à long terme des déchets<br />

radioactifs?<br />

• <strong>Le</strong> transport et le stockage des déchets radioactifs issus du démantèlem<strong>en</strong>t des installations<br />

<strong>nucléaire</strong>s<br />

• <strong>Le</strong> transport et le stockage des déchets radioactifs issus du traitem<strong>en</strong>t du combustible irradié à la<br />

Hague<br />

• <strong>Le</strong> stockage longue durée et le stockage direct du combustible usé non recyclable à l‟échelle<br />

industrielle dans les installations existantes<br />

• La quote-part d‟EDF des charges d‟études, de couverture, de fermeture de surveillance des<br />

c<strong>en</strong>tres de stockage:<br />

• C<strong>en</strong>tres existants pour les déchets de très faible, faible et moy<strong>en</strong>ne activité (TFA et FMA)<br />

Provisions longterme<br />

• C<strong>en</strong>tres à créer pour les déchets de faible activité vie longue et les déchets de haute et moy<strong>en</strong>ne activité<br />

à vie longue (HA-MAVL)<br />

79

Production<br />

Nucléaire<br />

Stockage déchets <strong>nucléaire</strong>s Haute Activité Vie Longue<br />

(HAVL)<br />

• Un premier projet de 2005 (14 Md€ 2005 ), piloté par la Direction Générale de l‟Energie et du Climat (DGEC)<br />

régulièrem<strong>en</strong>t inflaté, sert de référ<strong>en</strong>ce<br />

• Une coopération r<strong>en</strong>forcée <strong>en</strong>tre l‟ANDRA et les exploitants <strong>nucléaire</strong>s<br />

• Recommandation de toutes les missions (Roussely, experts, inspection des <strong>Finance</strong>s…) d‟associer EDF, AREVA<br />

et le CEA au projet<br />

• Mise <strong>en</strong> place d‟une conv<strong>en</strong>tion de part<strong>en</strong>ariat ANDRA/ producteurs permettant:<br />

• l‟appel à l‟expertise des exploitants <strong>nucléaire</strong>s sur des thématiques ciblées<br />

• l‟organisation de détachem<strong>en</strong>ts de compét<strong>en</strong>ces dans l‟équipe projet<br />

• le r<strong>en</strong>forcem<strong>en</strong>t des modalités d‟interface dans la gouvernance du projet <strong>en</strong> tant que cli<strong>en</strong>ts, compte t<strong>en</strong>u de leurs responsabilités<br />

légales<br />

• EDF, AREVA et le CEA ont établi un dossier alternatif qui garantit<br />

la réalisation industrielle du stockage et la maîtrise des coûts<br />

• Établi avec des professionnels de la construction<br />

• Réalisable avec un tunnelier<br />

• Démarrage du projet <strong>en</strong> 2017<br />

• Conforme à l‟<strong>en</strong>veloppe de 2005<br />

Points-clés<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

Nucléaire existant<br />

<strong>France</strong><br />

Nucléaire existant<br />

R-U<br />

Nouveau<br />

Nucléaire<br />

Provisions longterme<br />

80<br />

<strong>Le</strong> nouveau chiffrage est reporté à fin 2012<br />

Jusqu’à cette date, la référ<strong>en</strong>ce reste le coût établi <strong>en</strong> 2005 et régulièrem<strong>en</strong>t actualisé

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Hydraulique et<br />

R<strong>en</strong>ouvelables<br />

C<strong>en</strong>trales<br />

conv<strong>en</strong>tionnelles<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables<br />

Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres r<strong>en</strong>ouvelables<br />

81

Enel<br />

Hydro Quebec<br />

Electrobras<br />

Rushydro<br />

EDF<br />

Iberdrola<br />

GDF Suez<br />

EDP<br />

Statkraft<br />

Vatt<strong>en</strong>fall<br />

AES<br />

E.ON<br />

NextEra Energy<br />

Acciona<br />

Ontario Power<br />

Verbund<br />

RWE<br />

82<br />

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Un leader dans l’hydroélectricité et les autres énergies<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

• <strong>Le</strong>ader europé<strong>en</strong> de la production hydroélectrique<br />

• 239 barrages EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong>, 68 c<strong>en</strong>trales hydroélectriques <strong>en</strong><br />

Italie (1)<br />

• Architecte et maître d‟oeuvre sur les projets hydro<br />

internationaux<br />

• 1 grand barrage mis <strong>en</strong> service au Laos, études de faisabilité<br />

m<strong>en</strong>ées au Brésil<br />

• Acteur majeur sur le marché des énergies vertes<br />

• EDF EN parmi les 10 leaders mondiaux dans l‟éoli<strong>en</strong> et le solaire<br />

• EDF EN se développe <strong>en</strong> Europe et Amérique du Nord<br />

• <strong>Le</strong> 14 août 2011, EDF possède 100% d‟EDF Energies Nouvelles,<br />

sa filiale r<strong>en</strong>ouvelable cotée, après le retrait obligatoire des<br />

minoritaires<br />

• Énergie éoli<strong>en</strong>ne et solaire photovoltaïque : sout<strong>en</strong>ir<br />

une industrie <strong>en</strong> croissance<br />

• EDF EN est impliqué dans le développem<strong>en</strong>t de nouvelles<br />

capacités éoli<strong>en</strong>nes offshore (construction d‟un <strong>parc</strong> au R-U,<br />

participation dans la création d‟un autre <strong>parc</strong> <strong>en</strong> Belgique)<br />

• Recherches dans les nouvelles technologies (solaire à couche<br />

mince)<br />

(1)<br />

Avec Edipower<br />

Capacité r<strong>en</strong>ouvelable installée (GW)<br />

35 34<br />

34<br />

26 25<br />

#5<br />

22<br />

15 14 14 13<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

<br />

Autres r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Hydro<br />

10 9 8 8<br />

7 6<br />

EDF a racheté EDF EN au S1 2011, afin de r<strong>en</strong>forcer<br />

l‟exposition économique du groupe EDF à la création de<br />

valeur future des énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

3

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

EDF : un opérateur majeur des énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

1 154 MW<br />

54 MWc<br />

59<br />

295 MW<br />

185<br />

73<br />

8<br />

184 MW<br />

71<br />

5<br />

2<br />

328<br />

1 104 MW<br />

1<br />

1<br />

566<br />

85<br />

117 MWc<br />

934<br />

20 441<br />

52<br />

226 MW<br />

8 158 MW<br />

704 MWc<br />

68<br />

130 MW<br />

1 395 MW<br />

2 125 MWc<br />

303<br />

190 MW<br />

41<br />

37 MWc<br />

458<br />

856<br />

558 MW<br />

287 MWc<br />

238<br />

1 308 MW<br />

218 MWc<br />

104 MWc<br />

Wind pipeline MW<br />

Solar pipeline MWc<br />

Hydroélectricité (Capacité nette installée <strong>en</strong> MW à fin 2010)<br />

Autres énergies r<strong>en</strong>ouvelables (capacité installée nette <strong>en</strong> MW à fin 2010)<br />

Un portefeuille diversifié avec 25 GW de capacité installée<br />

83<br />

Source: EDF, EDF EN<br />

Note: <strong>Le</strong>s pipelines sont indiqués pour EDF EN

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

L’hydroélectricité dans le Groupe EDF<br />

EDF Luminus<br />

~73<br />

SSE<br />

Chine<br />

Vietnam<br />

EDF SA (1)<br />

~3<br />

Estag<br />

~3<br />

Alpiq<br />

~3 022<br />

Laos<br />

V<strong>en</strong>tiane<br />

Thailande<br />

~20 422<br />

Cambodge<br />

EDF EN (2)<br />

~103<br />

Edison<br />

~1 741<br />

F<strong>en</strong>ice<br />

Nam<br />

Theun 2<br />

1 070<br />

Hydroélectricité (100% de la capacité installée nette <strong>en</strong> MW à fin 2010)<br />

84<br />

(1)<br />

Incluant les activités de SEI et excluant la c<strong>en</strong>trale électrique de la Rance<br />

(2)<br />

<strong>Le</strong> chiffre EDF EN inclut l’<strong>en</strong>semble des capacités installées au niveau mondial<br />

Note: ces chiffres inclu<strong>en</strong>t les participations minoritaires

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Différ<strong>en</strong>ts types de c<strong>en</strong>trales hydroélectriques<br />

EDF dispose de nombreuses c<strong>en</strong>trales hydroélectriques, capables de répondre à la demande<br />

de base et de pointe, conçues pour optimiser l’utilisation des ressources <strong>en</strong> eau<br />

• Fil de l‟eau<br />

• Pas de capacité de stockage<br />

• La production d‟énergie ne dép<strong>en</strong>d que de la puissance du courant<br />

• Eclusée<br />

• Réserve d‟eau de taille moy<strong>en</strong>ne<br />

• Production conc<strong>en</strong>trée sur les heures de pointe<br />

• Aménagem<strong>en</strong>t de lac<br />

• Importante capacité de stockage<br />

• Influ<strong>en</strong>ce sur les c<strong>en</strong>trales <strong>en</strong> aval, ce qui nécessite une gestion par vallée<br />

• Développem<strong>en</strong>t d‟une stratégie de gestion : compromis <strong>en</strong>tre profit immédiat et profit futur pour maximiser la valeur de l‟actif<br />

• Station de transfert d‟énergie par pompage (STEP)<br />

• L‟eau est pompée d‟un bassin aval vers un bassin amont pour créer une réserve disponible durant les heures creuses<br />

• L‟eau est <strong>en</strong>suite “turbinée” du bassin amont vers le bassin aval p<strong>en</strong>dant les périodes de forte demande<br />

• Grand-Maison, Revin, Montezic, Super Bissorte, La Coche, <strong>Le</strong> Cheylas, Lac Noir<br />

85

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

<strong>Le</strong> <strong>parc</strong> hydroélectrique <strong>en</strong> <strong>France</strong> d’EDF<br />

• Production 2010 (hors Systèmes Energétiques<br />

Insulaires ) = 45,4 TWh (1)<br />

• Atouts de l‟hydroélectricité<br />

• Rapidité, disponibilité et souplesse<br />

• Énergie r<strong>en</strong>ouvelable : économie annuelle<br />

de 13 millions de TEP (tonnes équival<strong>en</strong>t pétrole)<br />

• Capacité de stocker l‟eau<br />

(énergie de pointe, source froide pour la production<br />

thermique à flamme et <strong>nucléaire</strong>)<br />

• Capacité de fourniture de services systèmes pour<br />

le réseau (réglage fréqu<strong>en</strong>ce et t<strong>en</strong>sion)<br />

86<br />

(1) La consommation d’électricité nécessaire pour les opérations des c<strong>en</strong>trales de pompage pour stockage s’élève a 6,6 TWh <strong>en</strong> 2010,<br />

résultant <strong>en</strong> une production hydroélectrique de 38,8 TWh

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

<strong>Le</strong> <strong>parc</strong> hydroélectrique <strong>en</strong> <strong>France</strong> d’EDF<br />

Capacité installée ~20 GW<br />

GW<br />

Fil de l’eau<br />

3,8<br />

Aménagem<strong>en</strong>t<br />

de lac<br />

Production théorique maximum: ~44,4 TWh<br />

TWh<br />

Fil de l’eau<br />

Aménagem<strong>en</strong>t<br />

de lac<br />

Eclusée<br />

3,1<br />

8,8<br />

18,2<br />

16,1<br />

STEP<br />

4,3<br />

Eclusée<br />

9,0<br />

1,1<br />

STEP<br />

20% de la capacité globale de production<br />

d‟EDF<br />

9% de la production moy<strong>en</strong>ne d‟EDF<br />

87

Electricité <strong>en</strong> TWh<br />

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Un productible hydraulique variable selon la météorologie<br />

23 TWh de différ<strong>en</strong>ce <strong>en</strong>tre plus fort productible et le plus faible productible annuel des 25 dernières années<br />

8<br />

7<br />

6<br />

5<br />

4<br />

3<br />

2<br />

1989<br />

1994<br />

2011<br />

2010<br />

1<br />

0<br />

janvier mars mai juillet septembre novembre<br />

88<br />

Productible Hydraulique : quantité d‟énergie maximale que l‟on peut produire à partir des apports<br />

hydrauliques (pluie, neige, marée) d‟une période donnée

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Gérer l’exposition au risque de l’eau<br />

L’exposition du groupe EDF au risque de l’eau est significative car elle est étroitem<strong>en</strong>t liée aux<br />

activités de production d’électricité et de vapeur <strong>en</strong> <strong>France</strong> et dans le monde.<br />

EDF a clairem<strong>en</strong>t id<strong>en</strong>tifié ce risque et mis <strong>en</strong> œuvre les procédures organisationnelles ainsi que les<br />

procédures d’amélioration pour une gestion pertin<strong>en</strong>te des risques.<br />

• <strong>France</strong> : EDF a défini une politique de l‟eau, établi un départem<strong>en</strong>t dédié avec un Coordinateur de l‟eau<br />

et un comité stratégique de l‟eau, ainsi que des structures locales<br />

• R-U : les principales c<strong>en</strong>trales de production sont les c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s et sont situées sur la côte. La<br />

question de l‟eau a connu une analyse détaillée dans le contexte de l‟évaluation des risques<br />

conformém<strong>en</strong>t à la définition du plan d‟adaptation au changem<strong>en</strong>t climatique<br />

• Italie : les c<strong>en</strong>trales sont principalem<strong>en</strong>t situées sur la côte. La plupart des autres sont situées au nord de<br />

l‟Italie où les mesures sur l‟eau sont moins contraignantes. Aucune crise n‟a été observée dans les<br />

années passées malgré les contraintes d‟eau et de température<br />

89

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Engagem<strong>en</strong>t d’EDF dans la législation et organismes<br />

nationaux et internationaux dans le domaine de l’eau<br />

Exemples non-exhaustifs :<br />

• Participation au WBCSD (World Business Council for Sustainable Developm<strong>en</strong>t) particulièrem<strong>en</strong>t sur le<br />

sujet de la mise <strong>en</strong> œuvre d‟outil d‟évaluation du risque de l‟eau pour les opérateurs de l‟énergie, au sein<br />

du Global Energy and Water Initiative, et membre de la Water <strong>Le</strong>adership Team<br />

• Participation au World Energy Council (dont le présid<strong>en</strong>t est l‟anci<strong>en</strong> présid<strong>en</strong>t d‟EDF), avec la<br />

prés<strong>en</strong>tation d‟un docum<strong>en</strong>t de recherche intitulé “Water for Energy”<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

• Participation au World Water Council, avec une contribution substantielle dans les groupes de travail dans<br />

la préparation du prochain Forum de l‟Eau portant sur l‟eau et l‟énergie; <strong>en</strong> att<strong>en</strong>te de la signature d‟un<br />

part<strong>en</strong>ariat dédié aux questions sur l‟eau/l‟énergie<br />

• En <strong>France</strong>, EDF contribue largem<strong>en</strong>t à la recherche et aux programmes d‟action sur l‟eau <strong>en</strong> liaison avec<br />

l‟Ag<strong>en</strong>ce de l‟eau et l‟Autorité des bassins, notamm<strong>en</strong>t dans le contexte de « pôles de compétitivité » sur<br />

l‟eau et à l‟ag<strong>en</strong>ce méditerrané<strong>en</strong>ne de l‟eau<br />

90

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Investissem<strong>en</strong>ts dans les c<strong>en</strong>trales hydroélectriques<br />

• Sûreté et performance du programme “SuPer Hydro” :<br />

• Engagem<strong>en</strong>t <strong>en</strong> 2006 à un programme d‟amélioration technique de grande <strong>en</strong>vergure<br />

spécifiquem<strong>en</strong>t sur les équipem<strong>en</strong>ts hydromécaniques<br />

Total des investissem<strong>en</strong>ts de 560 Millions € sur 2007-2011<br />

367 opérations pour la sûreté et 80 opérations pour la performance : complété à 60% à fin 2010<br />

91

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

R<strong>en</strong>ouvellem<strong>en</strong>t des concessions hydroélectriques<br />

• <strong>Le</strong> Ministère de l‟Écologie, de l‟Énergie, du Développem<strong>en</strong>t durable et de la Mer<br />

a annoncé le 22 avril 2010 le périmètre et le cal<strong>en</strong>drier du r<strong>en</strong>ouvellem<strong>en</strong>t des concessions<br />

hydroélectriques<br />

• Dix concessions d‟une puissance cumulée de 5 300 MW (dont 4 315 MW exploités par EDF), représ<strong>en</strong>tant<br />

<strong>en</strong>viron 20% de la puissance du <strong>parc</strong> hydroélectrique français, sont ainsi concernées<br />

• L‟Etat a décidé d‟anticiper le terme d‟<strong>en</strong>viron la moitié des concessions pour répondre à des logiques de<br />

« vallées » (~2 300 MW sur 5 300 MW)<br />

<strong>Le</strong> manque à gagner pour le concessionnaire sortant, résultant de la cessation anticipée de l‟exploitation de<br />

la concession, sera indemnisé <strong>en</strong> application des dispositions prévues dans les cahiers des charges<br />

des concessions<br />

<strong>Le</strong>s appels à candidature devrai<strong>en</strong>t s'échelonner à partir du deuxième semestre<br />

2012 pour des attributions qui pourrai<strong>en</strong>t interv<strong>en</strong>ir à partir de 2015<br />

92

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Périmètre de mise <strong>en</strong> concurr<strong>en</strong>ce(Communiqué de presse du<br />

MEEDDM du 22 avril 2010)<br />

Vallée Date d’attribution Titres arrivés à échéances Titres anticipés<br />

(annonce<br />

avril 2010)<br />

Puissance<br />

(PMB <strong>en</strong> MW)<br />

Date de fin du<br />

titre<br />

Lac Mort Fin2013 10 2011<br />

Ossau (SHEM) Fin 2013 303 2012<br />

Têt (SHEM) Fin 2013 37 2012<br />

Louron (SHEM) Fin 2013 56 2012<br />

Puissance<br />

maximale brute<br />

(MW)<br />

Date de fin du<br />

titre<br />

Drac Mi 2014 110 2011 108 2032<br />

Truyère/ Lot amont Mi 2014 701 2012 1 213 2021 à 2035<br />

Bissorte-Super Bissorte Fin 2014 882 2014<br />

Dordogne (EDF/SHEM)<br />

/ Maronne<br />

Fin 2015 286 (EDF) 2012 832 (EDF) 2020 à 2032<br />

Fin 2015 200 (SHEM) 2012 133 (SHEM) 2062<br />

Beaufortain Fin 2015 128 2015<br />

Brillanne-Largue Fin 2015 45 2015<br />

Total<br />

2 758<br />

(2 162 MW EDF)<br />

Deux c<strong>en</strong>trales de 100 MW sont égalem<strong>en</strong>t prévues à Bort et Brommat<br />

2 286<br />

(2 153 MW EDF)<br />

93

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Dates clés pour l’hydroélectricité <strong>en</strong> 2010<br />

• Avril : mise <strong>en</strong> service de Nam Theun 2 (Laos)<br />

• 1 075 MW et 5 900 GWh<br />

• EDF: head contractor et investisseur<br />

• Une contribution ess<strong>en</strong>tielle au développem<strong>en</strong>t durable du Laos<br />

• Avril : achèvem<strong>en</strong>t du chantier SuPer Hydro de Pragnères (Pyrénées)<br />

• 4 ans de travaux et un budget de 50 M €<br />

• Remplacem<strong>en</strong>t de 800 m de conduites forcées<br />

• Juin : <strong>en</strong>quête publique hydroli<strong>en</strong>nes de Paimpol-Bréhat (Côtes d'Armor)<br />

• Avis favorable de la commission de l‟<strong>en</strong>quête<br />

• Mise à l‟eau de la première machine-test <strong>en</strong> 2011<br />

• Décembre : raccordem<strong>en</strong>t du 1 er c<strong>en</strong>tre régional d‟e-exploitation à un<br />

groupem<strong>en</strong>t d‟usines (Pyrénées)<br />

• Décembre : décrets au Journal Officiel permettant à EDF de démarrer le<br />

chantier de la c<strong>en</strong>trale souterraine de Romanche-Gavet (Isère) (C<strong>en</strong>trale de 93<br />

MW, mise <strong>en</strong> service att<strong>en</strong>due <strong>en</strong> 2017, 560 GWh de production pot<strong>en</strong>tielle, remplaçant 6 c<strong>en</strong>trales<br />

existantes)<br />

94

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

EDF Energies Nouvelles : <strong>en</strong> bref<br />

1990 1999 2000 2002 2004 2006 2008 2011<br />

Creation de SIIF<br />

Energies<br />

1 er investissem<strong>en</strong>t dans<br />

l‟énergie éoli<strong>en</strong>ne<br />

EDF acquiert une participation<br />

de 35% dans SIIF Energies<br />

Acquisition d‟<strong>en</strong>Xco aux Etats-Unis<br />

EDF augm<strong>en</strong>te sa participation dans SIIF Energies à 50%<br />

IPO et augm<strong>en</strong>tation de 530M€ au<br />

capital pour financer l‟expansion de<br />

l‟énergie éoli<strong>en</strong>ne<br />

Création de ENR, une joint v<strong>en</strong>ture avec<br />

EDF dans les énergies réparties<br />

500M€ d‟augm<strong>en</strong>tation de capital pour<br />

financer le plan d‟expansion dans<br />

l‟énergie solaire<br />

EDF acquiert l‟intégralité des parts<br />

d‟EDF Energies Nouvelles<br />

SIIF Energies change son nom<br />

<strong>en</strong> EDF Energies Nouvelles<br />

95

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

EDF EN : un développeur dev<strong>en</strong>u un leader dans les<br />

énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

• Croissance rapide et r<strong>en</strong>table, sout<strong>en</strong>ue par EDF…<br />

• …avec des résultats supérieurs aux objectifs<br />

depuis l‟introduction <strong>en</strong> bourse, notamm<strong>en</strong>t <strong>en</strong><br />

raison de :<br />

• La qualité des équipes<br />

• L‟expertise technique<br />

• Part<strong>en</strong>ariats clés dans des marchés offrant un pot<strong>en</strong>tiel<br />

de croissance élevé<br />

EBITDA<br />

2006/10 CAGR = +49%<br />

€92M<br />

€90M<br />

+46%<br />

€134M<br />

€125M<br />

+61%<br />

€216M (1)<br />

€200M<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

€334M<br />

€280-<br />

300M<br />

€455M<br />

€430-<br />

450M<br />

2006 2007 2008 2009 2010<br />

EBITDA annuel cible<br />

+55%<br />

+36%<br />

Dépassem<strong>en</strong>t d’objectif<br />

La combinaison réussie du savoir-faire d‟un<br />

important producteur d‟énergie et d‟un<br />

développeur <strong>en</strong> énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Rev<strong>en</strong>u net<br />

2006/10 CAGR = +48%<br />

22M€<br />

+135%<br />

51M €<br />

+35%<br />

70M € (1)<br />

+41%<br />

98M €<br />

+8%<br />

106M€<br />

2006 2007 2008 2009 2010<br />

96<br />

(1)<br />

Chiffre reporté non pro forma pour les changem<strong>en</strong>ts dans les méthodes de consolidation de certains <strong>parc</strong>s éoli<strong>en</strong>s américains <strong>en</strong> 2009 (Ebitda 2008 pro forma : 227m€ et rev<strong>en</strong>u net<br />

2008 pro forma : 71m€)

Production Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables Points-clés<br />

Hydraulique<br />

R<strong>en</strong>forcem<strong>en</strong>t de la compétitivité d’EDF/EDF EN dans un<br />

<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t changeant<br />

• Un ajustem<strong>en</strong>t industriel logique qui continue<br />

d‟exploiter les actifs et l‟expertise des deux<br />

compagnies…<br />

• La R&D et l‟expertise <strong>en</strong> ingénierie d‟EDF<br />

• <strong>Le</strong> savoir-faire de développeur d‟EDF EN<br />

• …tout <strong>en</strong> r<strong>en</strong>forçant les positions du Groupe afin<br />

de mieux répondre aux nouveaux défis auxquels<br />

fait face le secteur :<br />

• Augm<strong>en</strong>tation de la taille des c<strong>en</strong>trales <strong>en</strong> projet<br />

• Accroissem<strong>en</strong>t de la complexité – éoli<strong>en</strong> offshore<br />

• Emerg<strong>en</strong>ce d‟opérateurs globaux majeurs<br />

Augm<strong>en</strong>tation de la taille des projet<br />

< 5 MW<br />

15 MW<br />

55 MW<br />

9 MW<br />

Autres<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

11 MW<br />

18 MW<br />

2005 2010 Pipeline 2005 2010 Pipeline<br />

265 MW<br />

Solaire<br />

photovoltaïque<br />

Éoli<strong>en</strong><br />

45 MW<br />

Une meilleure intégration au sein d‟EDF<br />

permettra à EDF EN de poursuivre sa<br />

stratégie de développem<strong>en</strong>t<br />

28 MW<br />

101 MW<br />

27 MW<br />

78 MW<br />

2005 2010 Pipeline 2005 2010 Pipeline<br />

Etats-Unis<br />

Europe<br />

97<br />

Source: BNEF. La catégorie de “projet” inclue les projets qui ont été annoncés, autorisés, financés ou sont <strong>en</strong> construction

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Hydraulique et<br />

R<strong>en</strong>ouvelables<br />

C<strong>en</strong>trales<br />

conv<strong>en</strong>tionnelles<br />

Production<br />

Nucléaire<br />

Hydraulique et R<strong>en</strong>ouvelables<br />

C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme<br />

Panorama général<br />

Zoom sur la <strong>France</strong><br />

Zoom sur l‟International<br />

98

Production<br />

C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme<br />

Panorama général<br />

Zoom sur la <strong>France</strong><br />

Zoom sur l’international<br />

La production à base d’énergies fossiles reste la première<br />

source d’électricité dans le monde<br />

Twh<br />

Charbon<br />

Gaz<br />

Hydro<br />

Nucléaire<br />

Eoli<strong>en</strong><br />

Biomasse<br />

2008<br />

2020<br />

2035<br />

Autres énergies<br />

r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Pétrole<br />

0 2 000 4 000 6 000 8 000 12 000<br />

Source: Rapport IEA 2010<br />

99

100<br />

Production C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme Panorama général Zoom sur la <strong>France</strong><br />

EDF est bi<strong>en</strong> positionné pour relever les nouveaux défis<br />

de la production thermique classique<br />

• L‟expéri<strong>en</strong>ce d‟EDF dans la production thermique classique se reflète dans<br />

les actifs existants ainsi que dans ses investissem<strong>en</strong>ts, <strong>en</strong> <strong>France</strong> comme<br />

à l‟étranger<br />

• Une part importante du mix énergétique du groupe (15,3%) variable selon les pays<br />

(3,6% de la production <strong>France</strong> d‟EDF, 86% <strong>en</strong> Italie)<br />

• Développem<strong>en</strong>t de c<strong>en</strong>trales / d‟IPPs <strong>en</strong> Asie (Chine, Vietnam), Amérique du Sud<br />

(Brésil) et <strong>en</strong> Europe<br />

• Utilisation accrue de technologies à moindres émissions de CO2:<br />

construction de CCGs* (3 <strong>en</strong> <strong>France</strong> et 3 au R-U)<br />

• Vers une meilleure performance <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tale<br />

• Utilisation de la technologie charbon supercritique, plus effici<strong>en</strong>te et avec de<br />

meilleures performances <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tales: (JV <strong>en</strong> Chine avec la c<strong>en</strong>trale<br />

charbon supercritique de Sanm<strong>en</strong>xia 2, projet RUDA <strong>en</strong> Pologne etc)<br />

• R&D sur la technologie de séquestration et capture du carbone et de son stockage<br />

(CCS), avec une unité pilote au Havre<br />

• Vers une meilleure performance technique<br />

• L‟objectif est d‟accroître la réactivité et la flexibilité des c<strong>en</strong>trales thermiques<br />

afin de comp<strong>en</strong>ser la volatilité de la production des énergies r<strong>en</strong>ouvelables<br />

Zoom sur l’international<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

Parc existant<br />

34,8 GW<br />

Installé mondialem<strong>en</strong>t<br />

25,4 GW<br />

de c<strong>en</strong>trales<br />

charbon et fuel<br />

9,4 GW<br />

de c<strong>en</strong>trales gaz<br />

(incluant la cogénération)

Production<br />

C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme<br />

Panorama général<br />

Zoom sur la <strong>France</strong><br />

Zoom sur l’international<br />

<strong>Le</strong> <strong>parc</strong> thermique d’EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Bouchain<br />

<strong>Le</strong> Havre<br />

1<br />

1 2 4 G<strong>en</strong>nevilliers<br />

1 1 2 3<br />

Porcheville 1 2 3 4<br />

Vaires /Marne<br />

Paris<br />

1 2 Dirinon<br />

Arrighi<br />

Vitry / Seine<br />

1 2<br />

2 3 4 Br<strong>en</strong>nilis<br />

3 4 Montereau<br />

1 2<br />

2 3 4 5 Cordemais<br />

La Maxe<br />

1 2<br />

Blénod<br />

2 3 4 5<br />

Mise <strong>en</strong> service <strong>en</strong> 2011<br />

C<strong>en</strong>trales charbon<br />

9 unités de 250 MW<br />

4 unités de 600 MW<br />

C<strong>en</strong>trales au fuel<br />

CCGs<br />

1 unités de 250 MW<br />

4 unités de 600 MW<br />

4 unités de 700 MW<br />

2 c<strong>en</strong>trales <strong>en</strong> construction, une mise<br />

<strong>en</strong> service <strong>en</strong> 2011 (430 MW)<br />

1 2<br />

Aramon<br />

Martigues<br />

1 5 6<br />

Turbines à combustion<br />

13 turbines pour un total de 1 856 MW<br />

Mise <strong>en</strong> service <strong>en</strong> 2012<br />

101

Production<br />

C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme<br />

<strong>Le</strong> <strong>parc</strong> thermique d’EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong>: une capacité installée<br />

<strong>en</strong> hausse<br />

• De nouveaux moy<strong>en</strong>s de production pour répondre aux besoins de pointe:<br />

• 4 000 MW de capacité additionnelle de 2006 à 2012, dont 2 540 MW ont été remis <strong>en</strong> ligne après mise au<br />

cocon prolongée<br />

• Novembre 2010: mise <strong>en</strong> service de deux turbines à combustion à Montereau (185 MW x 2)<br />

• En 2011-2012: mise <strong>en</strong> service du cycle combiné gaz de Blénod (430 MW) et de deux CCG à Martigues<br />

(2 x 465 MW), <strong>en</strong> remplacem<strong>en</strong>t des tranches fioul existantes<br />

• Rénovation des moy<strong>en</strong>s de production au charbon:<br />

• 300M€ sur la période 1998 - 2008<br />

• La rénovation des tranches charbon a permis de réduire les émissions de dioxyde de souffre (SOx) de<br />

10%, d‟oxydes d‟azote (Nox)de 32% et de poussières de 26% depuis 2005<br />

• CO 2 : diminution de 34% depuis 1990<br />

Panorama général<br />

Zoom sur la <strong>France</strong><br />

Zoom sur l’international<br />

102

Production C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme Panorama général Zoom sur la <strong>France</strong> Zoom sur l’international<br />

Un projet industriel pour une meilleure performance<br />

<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tale<br />

Emissions atmosphériques du thermique <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

(kg/MWh)<br />

(kg CO 2 /MWh)<br />

12<br />

1200<br />

10<br />

1000<br />

8<br />

800<br />

6<br />

600<br />

4<br />

400<br />

Poussières<br />

2<br />

200<br />

Oxydes d‟azote<br />

Oxydes de soufre<br />

0<br />

1990 2000 2010 2016 2020<br />

0<br />

CO 2<br />

103

Production<br />

C<strong>en</strong>trales thermiques à flamme<br />

Panorama général<br />

Zoom sur la <strong>France</strong><br />

Historique des réalisations thermiques d’EDF<br />

à l’international<br />

Zoom sur l’international<br />

Pays-Bas:<br />

CCG Sloe<br />

(2010)<br />

Italie :<br />

CCG Piombino (2000)<br />

& Tar<strong>en</strong>te (1996)<br />

Royaume-Uni:<br />

CCG West-Burton<br />

(2012)<br />

Chine:<br />

charbon<br />

Part<strong>en</strong>ariat Sanm<strong>en</strong>xia (depuis 2009)<br />

Shandong (Heze & Liaoch<strong>en</strong>g)<br />

(1997-2004)<br />

Laibin (2000)<br />

Mexique :<br />

CCG Altamira 2<br />

CCG Rio Bravo 2-3-4<br />

CCG Saltillo<br />

Espagne :<br />

IGCC<br />

Puertollano<br />

(1999)<br />

Vietnam :<br />

CCG Phu My<br />

(2001-2004)<br />

CCG Anahuac<br />

(1998-2005)<br />

Brésil :<br />

CCG Norte Flumin<strong>en</strong>se<br />

(2004)<br />

Côte d’Ivoire:<br />

TAC Azito<br />

(1998)<br />

Egypte :<br />

gaz Suez (2003)<br />

Liban :<br />

CCG Beddawi<br />

& Zahrani<br />

(1998)<br />

Arabie Saoudite:<br />

Création de<br />

EDF Arabie Saoudite<br />

(2010)<br />

104<br />

gaz Port Saïd<br />

(2003)

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong> Production Réseaux<br />

Optimisation – Trading<br />

Commercialisation<br />

Gaz<br />

Production<br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

105

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

Une expertise clé dans les réseaux<br />

• Transport d‟électricité<br />

• <strong>France</strong>: au travers du RTE, qui possède plus de 105 000 km de lignes, plus de 2 600 sous-stations et 46<br />

interconnexions internationales<br />

• Des projets d‟ingénierie hors de <strong>France</strong>, m<strong>en</strong>és par EDF SA, au Vietnam et au Sénégal<br />

• Distribution d‟électricité<br />

• <strong>France</strong>: au travers d‟ErDF, Électricité de Strasbourg, EDF IES (<strong>en</strong> <strong>France</strong>),<br />

avec ~1,2 millions de km de lignes<br />

• Hongrie et Slovaquie: au travers de filiales qui possèd<strong>en</strong>t leurs propres réseaux de lignes à haute,<br />

moy<strong>en</strong>ne et basse t<strong>en</strong>sion<br />

• Une utilisation accrue de la gestion déléguée (par exemple, accord signé avec le distributeur russe MRSK<br />

et avec le Chinois State Grid)<br />

• <strong>Le</strong> business model évolue pour pr<strong>en</strong>dre <strong>en</strong> compte la production déc<strong>en</strong>tralisée croissante et permettre<br />

aux consommateurs de surveiller leurs consommations<br />

d‟où les “réseaux intellig<strong>en</strong>ts”, ou smart grids (300 000 compteurs intellig<strong>en</strong>ts testés <strong>en</strong> <strong>France</strong> –<br />

Projet “Linky”)<br />

106

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

<strong>Le</strong> TURPE: Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics de<br />

l’Electricité<br />

Transport<br />

• Formule tarifaire définie pour une période de 4 ans (jusqu‟au 31 juillet 2013 pour le TURPE 3)<br />

• <strong>Le</strong> principe général est de couvrir les coûts et d‟assurer un retour sur capital. La régulation est de<br />

type “cost +”<br />

• La rémunération des capitaux se calcule sur la BAR (Base d‟Actifs Régulés) au taux nominal<br />

avant impôts de 7,25% (pour le Transport comme pour la Distribution)<br />

• Mise <strong>en</strong> place d‟une régulation incitative <strong>en</strong> termes de charges d‟exploitation maîtrisables, coût<br />

d‟achat des pertes, continuité d‟alim<strong>en</strong>tation et qualité de service<br />

• <strong>Le</strong> mécanisme du CRCP (Compte de Régulation des Charges et Produits) permet de mesurer et<br />

de comp<strong>en</strong>ser, pour des postes préalablem<strong>en</strong>t id<strong>en</strong>tifiés, les écarts <strong>en</strong>tre les réalisations et les<br />

prévisions sur lesquelles le TURPE est construit par la CRE. <strong>Le</strong> CRCP couvre notamm<strong>en</strong>t ErDF<br />

contre le risque volume<br />

Sur 2010, toutes choses égales par ailleurs, l‟application de la formule pour le<br />

TURPE 3 a conduit à un accroissem<strong>en</strong>t du tarif intégré de 1,4%<br />

107

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

Indexation annuelle du TURPE<br />

• Indexation annuelle (IPC- X+ K). <strong>Le</strong> tarif est ajusté chaque année à la date de mise <strong>en</strong> place du TURPE 3<br />

Transport :<br />

• 2,56% d’augm<strong>en</strong>tation <strong>en</strong> août 2011( CPI= 1,74% and K= +0,42%)<br />

• 2% d‟augm<strong>en</strong>tation au 1 er Août 2009 vs TURPE 2 puis 2,5% au 1er Août 2010<br />

• Indexation annuelle au 1 er Août fondée sur la formule CPI - X + K<br />

• IPC = indice des prix à la consommation de l‟année N-1<br />

• -X = 0,4% (facteur de coûts : les coûts tarifés évolu<strong>en</strong>t plus vite que l‟inflation)<br />

• K = terme d‟apurem<strong>en</strong>t du CRCP<br />

Distribution:<br />

• 3,94% d’augm<strong>en</strong>tation au 1er Août 2011 ( CPI= 1,74% and K= +0,9%)<br />

• 2,9% d‟augm<strong>en</strong>tation au 1 er Août 2009 versus TURPE 2, puis 3,4% d‟augm<strong>en</strong>tation au 1er Août 2010<br />

• Indexation annuelle au 1 er Août fondée sur la formule CPI - X + K<br />

• IPC = indice des prix à la consommation de l‟année N-1<br />

• -X = 1,3% (facteur de coûts : les coûts tarifés évolu<strong>en</strong>t plus vite que l‟inflation)<br />

• K = terme d‟apurem<strong>en</strong>t du CRCP<br />

• Evolutions <strong>en</strong>tre TURPE 2 et TURPE 3<br />

• Ext<strong>en</strong>sion du périmètre du CRCP et indexation annuelle (par exemple, inclusion du risque volume)<br />

108<br />

• Implém<strong>en</strong>tation d‟un système de régulation incitative (bonus/malus)

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

Régulation et bases d’actifs <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Base d‟actifs régulés à fin 2010<br />

(Mds€)<br />

CMPC<br />

Indexation<br />

Transport<br />

VNC (1) = 11,1 Mds€<br />

7,25%<br />

Nominal avant impôts<br />

IPC+0,4%+CRCP<br />

2,56% au 1 er Août 2011<br />

Electricité<br />

Distribution<br />

VNC (1) = 32,2 Mds€<br />

Valeur de remplacem<strong>en</strong>t = 135 Mds€<br />

7,25%<br />

Nominal avant impôts<br />

IPC+1,3%+CRCP<br />

3,94% au 1 er Août 2011<br />

(1)<br />

VNC = Valeur Nette Comptable<br />

109

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

ErDF – Projet Linky<br />

Création d’un système de mesure à distance: remplacem<strong>en</strong>t de 35 millions de compteurs <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

• Succès de l‟expérim<strong>en</strong>tation m<strong>en</strong>ée avec presque 300 000 compteurs<br />

• La CRE (Commission de régulation de l‟Energie) propose que Linky soit déployé à l‟échelle nationale<br />

(réunion du 7 Juillet 2011)<br />

• Cep<strong>en</strong>dant, le problème de la propriété des compteurs et de leur mode de financem<strong>en</strong>t n‟a pas <strong>en</strong>core été<br />

résolu<br />

• Approbation dans le principe du déploiem<strong>en</strong>t de Linky par le ministre de l‟Industrie <strong>en</strong> septembre 2011<br />

• Avantages att<strong>en</strong>dus<br />

• Amélioration du service cli<strong>en</strong>t<br />

>> opérations à distance, facturation <strong>en</strong> temps réel, réparations plus rapides<br />

• Une interface clé avec les réseaux du futur<br />

>> « réseaux intellig<strong>en</strong>ts »: intégration de la production d‟énergies r<strong>en</strong>ouvelables, véhicules électriques,…<br />

• Amélioration de la performance du Groupe (frais de gestion <strong>en</strong> baisse, moins de visites sur site,<br />

réduction des pertes non techniques…)<br />

110<br />

Un investissem<strong>en</strong>t pot<strong>en</strong>tiel d‟<strong>en</strong>viron 4 Mds€ 2010

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

TURPE 3: montants moy<strong>en</strong>s définis pour 2009-2013<br />

• Tarifs calculés sur la base d‟un “cost +” de la manière suivante:<br />

Charges d‟exploitation nettes (1)<br />

8,3 Mds€<br />

+<br />

Coût du Capital<br />

3,3 Mds€<br />

=<br />

Rev<strong>en</strong>u tarifaire<br />

11,4 Mds€ (4)<br />

Accès au réseau<br />

Achats de pertes<br />

Impôts et taxes<br />

Achats externes et redevances<br />

Coûts du personnel<br />

Amortissem<strong>en</strong>t couvert par le<br />

tarif (2)<br />

Rémunération nette des actifs<br />

<strong>en</strong> service<br />

BAR (3) 7,25 %<br />

x<br />

avant impôt<br />

Une Base d’actifs régulés (BAR)…<br />

(VNC des actifs immobilisés (~ €40 Mds€) diminuée<br />

des financem<strong>en</strong>ts externes initiaux des concédants<br />

au 31 décembre 2004 d’<strong>en</strong>viron 9 Mds€)<br />

…rémunérée à un taux fondé sur un taux<br />

moy<strong>en</strong> pondéré du capital (CMPC)<br />

Recettes<br />

TURPE 3<br />

(Montants extraits de la<br />

décision tarifaire TURPE 3 –<br />

moy<strong>en</strong>ne sur la période<br />

tarifaire du 1 er août 2009 au<br />

1 er août 2013)<br />

Coût<br />

PLUS<br />

111<br />

(1) Nettes des recettes hors acheminem<strong>en</strong>t<br />

(2) <strong>Le</strong>s amortissem<strong>en</strong>ts industriels pris <strong>en</strong> compte ne compr<strong>en</strong>n<strong>en</strong>t pas les amortissem<strong>en</strong>ts des financem<strong>en</strong>ts externes initiaux<br />

(3) La BAR exclut de son périmètre les immobilisations <strong>en</strong> cours et les besoins <strong>en</strong> fonds de roulem<strong>en</strong>t et est diminuée des financem<strong>en</strong>ts externes initiaux<br />

(4) <strong>Le</strong> rev<strong>en</strong>u tarifaire moy<strong>en</strong> sur la période tarifaire TURPE 3 (11,6 Mds€ / an) est diminué de l’apurem<strong>en</strong>t du CRCP lié à la période tarifaire précéd<strong>en</strong>te (0,2 Mds€ / an)

VNC<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

Zoom sur l’évolution de la BAR “Distribution”<br />

• La BAR évolue <strong>en</strong> fonction:<br />

• Des amortissem<strong>en</strong>ts industriels des bi<strong>en</strong>s immobilisés, qui diminu<strong>en</strong>t la valeur de la BAR<br />

• Des investissem<strong>en</strong>ts d‟ErDF et des remises d‟ouvrages des concédants et des tiers (financem<strong>en</strong>ts<br />

externes)<br />

Actualisation annuelle de la BAR<br />

€39,4 MDS€<br />

<strong>Finance</strong>m<strong>en</strong>ts externes<br />

initiaux Année N<br />

Base d’actifs<br />

régulés<br />

€30.5bn<br />

Amortissem<strong>en</strong>ts<br />

1,7 Mds€<br />

Capex<br />

2,5 Mds€<br />

<strong>Finance</strong>m<strong>en</strong>ts externes<br />

0,9 Mds€<br />

<strong>Finance</strong>m<strong>en</strong>ts externes<br />

initiaux Année N+1<br />

BAR<br />

Année N+1<br />

32,2 Mds€<br />

VNC<br />

40,7 MDS€<br />

1 janvier 2010 31 décembre 2010<br />

• <strong>Le</strong> TURPE 3 a ret<strong>en</strong>u le scénario d‟investissem<strong>en</strong>ts qui permettra à ErDF de mettre <strong>en</strong> œuvre<br />

son programme de redressem<strong>en</strong>t ciblé de la qualité<br />

112

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

Constitution du TURPE 3 moy<strong>en</strong> sur la période tarifaire 2009-2013<br />

Base d‟actifs régulés (BAR)<br />

10,7 Mds€ (moy<strong>en</strong>ne 2009-2012)<br />

11,1 Mds€ au 01/01/2011<br />

10,7 Mds€ 01/01/2010<br />

Actifs immobilisés (hors immobilisations <strong>en</strong> cours (1) )<br />

Taux de rémunération de la BAR<br />

7,25%<br />

Rémunération de la BAR<br />

0,8 Mds€<br />

+<br />

Amortissem<strong>en</strong>t industriel<br />

0,6 Mds€<br />

+<br />

Charges opérationnelles<br />

3 Mds€<br />

-<br />

Interconnexions <strong>en</strong> baisse de<br />

tarif et para tarifaires<br />

0,2 Mds€<br />

Amortissem<strong>en</strong>ts du CRCP<br />

issu du TURPE 2<br />

0,2 Mds€<br />

-<br />

Recettes tarifaires<br />

régulées<br />

4 Mds€<br />

3,8 Mds€ <strong>en</strong> 2009<br />

4 Mds€ <strong>en</strong> 2010<br />

Incluses dans le tarif<br />

113<br />

(1)<br />

Rémunérées au taux annuel de 4,8%

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Panorama<br />

général<br />

Distribution<br />

Transport<br />

Zoom sur l’évolution de la BAR “Transport”<br />

Delta = +€0,42bn<br />

Actifs immobilisés (1)<br />

1 Jan 2010<br />

11,2 Mds€<br />

-<br />

Subv<strong>en</strong>tions d‟investissem<strong>en</strong>t<br />

1 Jan 2010<br />

0,4 Mds€<br />

CAPEX: 1,17 Mds€<br />

-<br />

Amortissem<strong>en</strong>ts 2010.:<br />

0,64 Mds€<br />

-<br />

Autres 0,11 Mds€<br />

Delta = - 0,05 Mds€<br />

Actifs immobilisés (1)<br />

1 Jan 2011<br />

11,6 Mds€<br />

-<br />

Subv<strong>en</strong>tions d‟investissem<strong>en</strong>ts<br />

1 Jan 2011<br />

0,45 Mds€<br />

Base d‟actifs régulés (BAR) (1)<br />

1 Jan 2010<br />

10,7 Mds€<br />

Delta = +0,4 Mds€<br />

Base d‟actifs régulés (BAR) (1)<br />

1 Jan 2011<br />

11,1 Mds€<br />

114<br />

(1)<br />

Hors immobilisations <strong>en</strong> cours (0,8 Mds€) rémunérées à un taux de rémunération de 4,8% et écarts de réévaluation de 1976

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong> Production Réseaux Optimisation – Trading Supply Gaz<br />

Production<br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Optimisation – Trading - Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation in <strong>France</strong><br />

115

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

Optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

Optimisation et Trading: optimiser la chaîne de valeur<br />

• L’optimiseur a pour vocation principale d‟assurer les arbitrages <strong>en</strong>tre les<br />

différ<strong>en</strong>tes ressources et leviers disponibles à l‟amont pour satisfaire les<br />

<strong>en</strong>gagem<strong>en</strong>ts souscrits à l‟aval auprès des cli<strong>en</strong>ts (et autres contreparties), <strong>en</strong><br />

maximisant la marge brute de l‟<strong>en</strong>semble intégré amont/aval avec un niveau de<br />

risque limité par la politique de risques du Groupe :<br />

• Ressources amont : <strong>parc</strong> de production, contrats d‟approvisionnem<strong>en</strong>t long terme<br />

d‟électricité, contrats d‟achats bilatéraux, achats sur les marchés de gros, obligations<br />

d‟achat aux producteurs déc<strong>en</strong>tralisés<br />

• Débouchés aval : contrats de fourniture long terme, contrats de v<strong>en</strong>tes bilatéraux,<br />

v<strong>en</strong>tes aux cli<strong>en</strong>ts finals, v<strong>en</strong>tes sur les marchés de gros<br />

• L'optimiseur optimise des coûts, des stocks, un recours au marché de gros<br />

(au travers d’EDF Trading)<br />

• L‟équilibre amont/aval est modélisé de façon prévisionnelle pour chaque horizon<br />

de temps<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

EDF Trading est l‟un des<br />

traders d‟énergie les plus<br />

importants d‟Europe et a<br />

des positions fortes aux<br />

Etats-Unis<br />

Chiffres du Trading<br />

<strong>en</strong> 2010:<br />

3 306 TWh d‟électricité<br />

120 MBTU de gaz<br />

411 MT de charbon<br />

813 Mb de pétrole<br />

233 Mt of CO 2<br />

116<br />

• L‟équilibre amont/aval doit être simulé à intervalles réguliers, car il est soumis à<br />

de nombreux aléas

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L’optimisation-trading au sein du Groupe:<br />

vers une intégration globale<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

Electricité<br />

<strong>France</strong><br />

Royaume-Uni<br />

Europe C<strong>en</strong>trale<br />

et Ori<strong>en</strong>tale<br />

Belgique<br />

Optimisation court terme des actifs<br />

Flexibilité sur les marchés à terme<br />

Charbon<br />

NA<br />

Gaz<br />

CO 2 /biomasse<br />

Achevé<br />

En cours (finalisé pour fin 2011)<br />

Prévu pour 2015<br />

117

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

<strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Optimisation des coûts<br />

Démarrage des c<strong>en</strong>trales dép<strong>en</strong>dant des coûts variables<br />

L‟empilem<strong>en</strong>t des moy<strong>en</strong>s de production<br />

Exemple d‟une journée de forte consommation <strong>en</strong> hiver<br />

• L‟optimiseur programme le fonctionnem<strong>en</strong>t<br />

des outils de production, <strong>en</strong> les mobilisant<br />

par coûts variables croissants jusqu‟à<br />

satisfaire la demande prévisionnelle<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

<strong>Le</strong> “merit order” est une manière de classer<br />

les différ<strong>en</strong>tes sources d‟énergie, notamm<strong>en</strong>t<br />

de production d‟électricité, dans l‟ordre<br />

asc<strong>en</strong>dant de leur coût marginal de<br />

production court terme, si bi<strong>en</strong> que le moy<strong>en</strong><br />

de production avec le coût le plus faible est<br />

le premier à être utilisé pour satisfaire la<br />

demande (et inversem<strong>en</strong>t pour le moy<strong>en</strong> de<br />

production avec le coût le plus élevé).<br />

118

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L’optimisation journalière: optimisation préliminaire<br />

par chaque producteur<br />

• En amont du recours au marché, chaque producteur détermine les moy<strong>en</strong>s qu‟il va devoir<br />

solliciter afin de satisfaire un niveau de demande donné<br />

• Il classe ainsi ses moy<strong>en</strong>s de production disponibles du moins cher au plus cher<br />

• Il détermine ainsi le coût marginal d‟appel pour satisfaire l‟équilibre offre-demande de son<br />

propre portefeuille :<br />

Demande<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Palier Fioul<br />

Commercialisati<br />

on in <strong>France</strong><br />

Prix = 65 €/MWh<br />

Palier<br />

Charbon<br />

Hydraulique<br />

Fatal<br />

Palier <strong>nucléaire</strong><br />

Portefeuille d‟un électrici<strong>en</strong><br />

par exemple EDF<br />

MW<br />

119

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisati<br />

on in <strong>France</strong><br />

Des arbitrages perman<strong>en</strong>ts avec le marché de gros<br />

• L‟optimiseur /trader va <strong>en</strong>suite comparer son coût marginal de production avec le prix de marché,<br />

ce qui va lui permettre de déterminer une stratégie d‟achat ou de v<strong>en</strong>te :<br />

Cas N° 1 Cas N° 2<br />

Production<br />

disponible<br />

€65<br />

Consommation<br />

Production<br />

disponible<br />

€65<br />

Consommation<br />

€50<br />

€50<br />

€50<br />

etc.<br />

etc.<br />

Prix de marché = €100/MWh<br />

V<strong>en</strong>te de la production sur le marché<br />

Prix de marché = €60/MWh<br />

Achats sur le marché jusqu’à substitution(€65/MWh)<br />

OPTIMISATION avec EDF Trading<br />

120

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

Maximisation de la marge brute intégrée<br />

• Un schéma d‟organisation :<br />

• visant à responsabiliser chacun sur ses leviers propres dans un cadre<br />

de délégations explicites<br />

• fondé sur l‟objectif partagé de maximisation de la marge brute<br />

porté <strong>en</strong> premier lieu par l‟optimiseur<br />

Producteur Optimiseur Commercialisateur<br />

Marge brute électricité Producteur / Commercialisateur<br />

Responsabilités<br />

Garantir la disponibilité<br />

des moy<strong>en</strong>s de<br />

production<br />

Maîtriser les coûts de<br />

maint<strong>en</strong>ance<br />

d‟exploitation<br />

Responsabilités<br />

Optimiser l‟équilibre<br />

amont / aval<br />

Maximiser la marge<br />

brute intégrée<br />

Gérer les risques<br />

Responsabilités<br />

Maximiser les marges<br />

commerciales<br />

Garantir des parts de<br />

marché<br />

121

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Relations de l’optimiseur avec le commercialisateur et le<br />

producteur<br />

• <strong>Le</strong> producteur s‟<strong>en</strong>gage à fournir à l‟optimiseur:<br />

• Sa meilleure prévision de la disponibilité de ses moy<strong>en</strong>s de production ;<br />

• Toute transpar<strong>en</strong>ce sur ses contraintes et ses coûts<br />

Principes d'optimisation<br />

• <strong>Le</strong> commercialisateur s‟<strong>en</strong>gage à fournir à l‟optimiseur:<br />

• Sa meilleure prévision de l‟évolution de son portefeuille cli<strong>en</strong>ts et des volumes consommés par ses cli<strong>en</strong>ts;<br />

• Toute la transpar<strong>en</strong>ce sur les produits v<strong>en</strong>dus à ses cli<strong>en</strong>ts, avec les flexibilités et les risques associés<br />

• L‟optimiseur s‟<strong>en</strong>gage à fournir au producteur et au commercialisateur:<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisati<br />

on in <strong>France</strong><br />

• Des signaux économiques, pour qu‟<strong>en</strong> optimisant leur activité propre, ces <strong>en</strong>tités contribu<strong>en</strong>t à l‟optimum<br />

global (maximisation de la marge brute)<br />

122

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

L’équilibre amont/aval est soumis à un certain<br />

nombre d’aléas aux différ<strong>en</strong>ts horizons de temps<br />

Commercialisati<br />

on in <strong>France</strong><br />

• Thermo-s<strong>en</strong>sibilité de la consommation: la température influe fortem<strong>en</strong>t<br />

sur la demande: <strong>en</strong> hiver, un degré <strong>en</strong> moins induit une hausse de consommation au niveau<br />

<strong>France</strong> de 2 300 MW<br />

• Hydraulicité variation forte du productible d‟une année sur l‟autre (typiquem<strong>en</strong>t de 10 à 15<br />

TWh <strong>en</strong>tre une année sèche et une année humide)<br />

• Indisponibilité fortuite des moy<strong>en</strong>s de production (<strong>nucléaire</strong>, thermique fossile, …)<br />

• Obligations d‟achat de la production déc<strong>en</strong>tralisée : fort aléa de la contribution du r<strong>en</strong>ouvelable<br />

(jusqu‟à 4 000 MW d‟un jour à l‟autre sur la production éoli<strong>en</strong>ne française)<br />

• V<strong>en</strong>tes de gros : optionalités dans les contrats à la main de nos contreparties<br />

123

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

<strong>Le</strong> recours au marché de gros<br />

• En cas d‟écart <strong>en</strong>tre la somme des positions amont et des débouchés aval, l‟optimiseur peut<br />

comp<strong>en</strong>ser cet écart <strong>en</strong> réalisant des achats et v<strong>en</strong>tes sur le marché de gros<br />

• Ce levier existe aux différ<strong>en</strong>ts horizons de temps<br />

• Moy<strong>en</strong> Terme : achat ou v<strong>en</strong>te de produits annuels pour l'année N+1/N+2/N+3<br />

• Court Terme : même principe avec des achats/v<strong>en</strong>tes aujourd‟hui pour le l<strong>en</strong>demain (spot) ou <strong>en</strong> infrajournalier<br />

(heures à v<strong>en</strong>ir au sein d'une journée)<br />

• Des produits intermédiaires (produits trimestriels sur les deux ou trois trimestres à v<strong>en</strong>ir et produits<br />

hebdomadaires sur les deux ou trois semaines à v<strong>en</strong>ir) exist<strong>en</strong>t égalem<strong>en</strong>t<br />

• L'optimiseur peut accéder directem<strong>en</strong>t à ses contreparties pot<strong>en</strong>tielles ou passer par des<br />

marchés organisés<br />

• Contrat bilatéraux <strong>en</strong> gré à gré / OTC (Over the counter) : échange direct <strong>en</strong>tre contrepartie<br />

• Marché organisé / bourse d'échange : mise <strong>en</strong> commun des offres et des demandes par un organisateur<br />

de marché et règlem<strong>en</strong>t des échanges (Epexspot <strong>en</strong> <strong>France</strong>, Belpex <strong>en</strong> Belgique, …)<br />

• L‟optimiseur <strong>France</strong> accède au marché par l‟intermédiaire exclusif d‟EDF Trading<br />

124

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

<strong>France</strong>: le portefeuille amont et le portefeuille aval <strong>en</strong> 2010<br />

(hors activités insulaires)<br />

Production/Achats<br />

V<strong>en</strong>tes<br />

Marchés de gros<br />

2010: 19 TWh<br />

AMONT<br />

2010: 520 TWh<br />

AVAL<br />

2010: 520 TWh<br />

Achat / V<strong>en</strong>te 19 TWh<br />

Achats long terme & structurés<br />

Obligations d‟achat<br />

6 TWh<br />

31 TWh<br />

39 TWh<br />

Enchères (VPP) (1)<br />

Thermique à flamme<br />

17 TWh<br />

69 TWh<br />

V<strong>en</strong>tes structurées<br />

Hydraulique<br />

39 TWh<br />

Nucléaire<br />

408 TWh<br />

412 TWh (2)<br />

V<strong>en</strong>te aux cli<strong>en</strong>ts<br />

finals, pertes et<br />

autoconsommation<br />

125<br />

(1)<br />

VPP: mécanismes d’<strong>en</strong>chères de capacité, maint<strong>en</strong>ant terminés, qui résultai<strong>en</strong>t d’un <strong>en</strong>gagem<strong>en</strong>t d’EDF vis-à-vis de la commission europé<strong>en</strong>ne suite à l’acquisition des actions<br />

EnBW afin d’accroître la concurr<strong>en</strong>ce sur le marché français<br />

(2)<br />

Dont 13,8 TWh pour Eurodif (Groupe Areva, à destination de l’usine Georges Besse I, pour l’<strong>en</strong>richissem<strong>en</strong>t d’Uranium)

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

L’activité électricité d’EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong> <strong>en</strong> 2010<br />

V<strong>en</strong>tes aux cli<strong>en</strong>ts finals<br />

Entreprises et professionnels<br />

(hors tarif historique)<br />

72,9 TWh<br />

Entreprises et professionnels<br />

(au tarif historique)<br />

176,0 TWh<br />

Particuliers<br />

148,1 TWh<br />

126

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

L’activité électricité d’EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong> <strong>en</strong> 2010<br />

V<strong>en</strong>tes 2010<br />

18,1 TWh ELD*<br />

81,0 TWh<br />

Tarif vert<br />

~ Grandes<br />

<strong>en</strong>treprises<br />

38,7 TWh<br />

Tarif jaune<br />

~PME<br />

Entreprises et professionnels<br />

(au tarif régulé)<br />

176,0 TWh<br />

Particuliers<br />

148,1 TWh<br />

186,3 TWh<br />

Tarif bleu<br />

~Particuliers<br />

et petits<br />

professionnels<br />

127

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

Portefeuille aval d’EDF <strong>en</strong> 2010<br />

Marchés de gros et<br />

v<strong>en</strong>tes aux <strong>en</strong>chères<br />

V<strong>en</strong>tes structurées<br />

Marchés de gros<br />

-14,9 TWh<br />

Enchères (VPP<br />

25,4 TWh<br />

(1) )<br />

39,4 TWh<br />

V<strong>en</strong>tes structurées<br />

65,3 TWh 65,3 TWh<br />

Portefeuille aval géré par<br />

l‟optimiseur (via EDF<br />

Trading pour l‟interface<br />

avec les marchés de<br />

gros)<br />

128<br />

(1)<br />

VPP: mécanismes d’<strong>en</strong>chères de capacité, maint<strong>en</strong>ant terminés, qui résultai<strong>en</strong>t d’un <strong>en</strong>gagem<strong>en</strong>t d’EDF vis-à-vis de la commission europé<strong>en</strong>ne suite à l’acquisition des actions<br />

EnBW afin d’accroître la concurr<strong>en</strong>ce sur le marché français

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

<strong>Le</strong>s tarifs <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

• La structure tarifaire compr<strong>en</strong>d plusieurs tarifs, selon le type de cli<strong>en</strong>ts<br />

(bleu pour les particuliers et les petits professionnels, jaune et vert pour les <strong>en</strong>treprises)<br />

• <strong>Le</strong>s évolutions tarifaires sont déterminées par les ministres de l‟Economie et de l‟Energie, après<br />

consultation de la CRE (Commission de Régulation de l‟Energie)<br />

• La tarif est dit “intégré”, car il couvre l‟<strong>en</strong>semble des élém<strong>en</strong>ts suivants:<br />

• La part “fourniture” (~60% hors taxes pour les particuliers), qui peut être scindée <strong>en</strong> part “énergie”, fondée<br />

sur les coûts de production et <strong>en</strong> “coûts commerciaux” (coûts de gestion de la cli<strong>en</strong>tèle et de<br />

commercialisation)<br />

• La part « acheminem<strong>en</strong>t » (~ 40% hors taxes pour les particuliers), compr<strong>en</strong>ant les coûts d‟utilisation du<br />

réseau public de transport géré par RTE et des réseaux publics de distribution gérés <strong>en</strong> grande partie par<br />

ErDF (95% de l‟électricité <strong>en</strong> <strong>France</strong> est distribuée par ErDF). La part acheminem<strong>en</strong>t du tarif est appelée<br />

TURPE (Tarif d‟Utilisation des Réseaux Publics d‟Electricité)<br />

• Depuis le 1 er janvier 2007, tout cli<strong>en</strong>t peut choisir librem<strong>en</strong>t son fournisseur d‟électricité<br />

129

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

Evolution des tarifs <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011<br />

Moy<strong>en</strong>ne 0% 1,7% 1,2% 3,6% 2,7% 3,8% 3,5%<br />

dont<br />

Bleu 0% 1,7% 1,1% 2,0% 1,9% 3,2% 2,9%<br />

Jaune 0% 1,7% 1,5% 6,0% 4,0% 4,5% 4,5%<br />

Vert 0% 1,7% 1,5% 8,0% 5,0% 5,5% 4,9%<br />

130

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

Mise <strong>en</strong> place de l’ARENH dans le cadre de la loi NOME<br />

2011 2012<br />

Prix (<strong>en</strong> €/MWh) 1 er semestre N/A 42<br />

2 ème semestre 40 -<br />

Volume maximal (<strong>en</strong> TWh) 100 (1)<br />

Volumes alloués (<strong>en</strong> TWh) 1 er semestre ~30<br />

source CRE<br />

2 ème semestre ~30 ~30<br />

• <strong>Le</strong>s concurr<strong>en</strong>ts font leur demande sur la base de projections de v<strong>en</strong>tes<br />

• La marge réalisée sur une sur-allocation év<strong>en</strong>tuelle d‟ARENH (projections de v<strong>en</strong>te supérieures aux v<strong>en</strong>tes réalisées<br />

de l‟année) sera restituée à EDF <strong>en</strong> juillet n+1<br />

• Au-delà de 20% d‟écart (pour le 1 er guichet puis 10%), une pénalité est appliquée par le régulateur<br />

131<br />

(1) Défini par la loi

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Optimisation - Trading<br />

Commercialisation<br />

Principes d'optimisation<br />

Impact de l’ARENH sur les tarifs <strong>en</strong> <strong>France</strong>:<br />

pas de perte de compétitivité<br />

L'optimisation<br />

à EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

Commercialisation<br />

in <strong>France</strong><br />

€/MWh<br />

197<br />

195<br />

Différ<strong>en</strong>tiel de prix <strong>en</strong> €/MWh <strong>en</strong>tre la <strong>France</strong> et les 16 pays de l‟UE (TVA<br />

comprise pour les cli<strong>en</strong>ts particuliers et professionnels, hors TVA pour les<br />

autres catégories)<br />

<strong>France</strong><br />

Europe<br />

129<br />

125<br />

87<br />

137<br />

69<br />

117<br />

63<br />

103<br />

62<br />

92<br />

56<br />

86<br />

<br />

Résid<strong>en</strong>tiel<br />

Professionnel<br />

< 20 MWh<br />

Professionnel<br />

20< X < 500<br />

MWh<br />

Professionnel<br />

501< X < 2 000<br />

MWh<br />

Professionnel<br />

2< X < 20 GWh<br />

Professionnel<br />

20< X < 70 GWh<br />

Professionnel<br />

70< X < 150 GWh<br />

Différ<strong>en</strong>ce (<strong>en</strong> €/MWh) 68,5 70,5 49,3 48,2 40,5 30,3 29,2<br />

Différ<strong>en</strong>ce (<strong>en</strong> €/cli<strong>en</strong>t) 329 1 058 14 790 62 660 405 000 1 212 000 2 990 000<br />

132<br />

Source: Eurostat pour les données les plus réc<strong>en</strong>tes avant Fukushima, <strong>en</strong> € par cli<strong>en</strong>t pour chaque catégorie

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong> Production Réseaux<br />

Optimisation – Trading<br />

Commercialisation<br />

Gaz<br />

Production<br />

Réseaux - Transport & Distribution<br />

Optimisation - Trading Commercialisation<br />

Gaz<br />

<strong>Le</strong> secteur du gaz europé<strong>en</strong><br />

Stratégie <strong>d'EDF</strong><br />

Focus sur le business gaz<br />

133

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

gaz <strong>Le</strong> secteur du gaz europé<strong>en</strong> Stratégie <strong>d'EDF</strong> Focus sur le business gaz<br />

134<br />

L’importance croissante du gaz<br />

• Incertitudes du côté de la demande: rôle du gaz dans la décarbonation des économies<br />

europé<strong>en</strong>nes<br />

• <strong>Le</strong>s c<strong>en</strong>trales gaz émett<strong>en</strong>t beaucoup moins de CO 2 que les c<strong>en</strong>trales charbon<br />

• Cette pression à la hausse de la consommation de gaz est actuellem<strong>en</strong>t modérée par les difficultés<br />

économiques, notamm<strong>en</strong>t <strong>en</strong> Europe<br />

• Cette t<strong>en</strong>dance de long terme va dép<strong>en</strong>dre ess<strong>en</strong>tiellem<strong>en</strong>t des paramètres économiques et de<br />

l‟implém<strong>en</strong>tation des politiques énergétiques de l‟UE (énergies r<strong>en</strong>ouvelables, émissions des gaz à effet<br />

de serre, efficacité énergétique…), mais devrait être modérée jusqu‟<strong>en</strong> 2030, voire même décroître <strong>en</strong>tre<br />

2030 et 2050<br />

• Cep<strong>en</strong>dant quelque soit le scénario de consommation ret<strong>en</strong>u, étant donné la baisse des réserves de gaz<br />

europé<strong>en</strong>nes, l‟Europe va dép<strong>en</strong>dre de plus <strong>en</strong> plus des importations dans le futur. Ceci accroît<br />

l‟importance pour les <strong>en</strong>treprises d‟énergie d‟avoir accès à des infrastructures gaz<br />

• Incertitudes du côté de l‟offre: la croissance de la production de gaz non conv<strong>en</strong>tionnels<br />

• <strong>Le</strong> gaz de schiste aux Etats Unis a radicalem<strong>en</strong>t transformé l‟équilibre offre – demande, décl<strong>en</strong>chant une<br />

réduction sans précéd<strong>en</strong>t des importations de GNL. <strong>Le</strong>s ressources non conv<strong>en</strong>tionnelles représ<strong>en</strong>t<strong>en</strong>t<br />

12% de la production mondiale de gaz <strong>en</strong> 2008, et ce pourc<strong>en</strong>tage pourrait s‟accroître à presque 25%<br />

d‟ici 2035 (rapport de l‟IEA, “L‟âge d‟or du gaz”)<br />

• La consommation croissante des pays émerg<strong>en</strong>ts accroît le risque d‟une concurr<strong>en</strong>ce accrue pour la<br />

ressource gaz, <strong>en</strong> dépit du développem<strong>en</strong>t des ressources non conv<strong>en</strong>tionnelles.<br />

• La plupart des pays europé<strong>en</strong>s a imposé un moratoire sur le développem<strong>en</strong>t des gaz non conv<strong>en</strong>tionnels<br />

et l‟UE cherche à adopter une position commune<br />

• Ainsi, l‟accès à des sources fiables de gaz sera à l‟av<strong>en</strong>ir un élém<strong>en</strong>t clé pour les <strong>en</strong>treprises interv<strong>en</strong>ant<br />

dans l‟énergie<br />

<strong>Le</strong> savez-vous?<br />

En bref:<br />

Une c<strong>en</strong>trale gaz émet<br />

<strong>en</strong>viron 3 fois moins<br />

de CO 2 qu‟une<br />

c<strong>en</strong>trale charbon

135<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

gaz <strong>Le</strong> secteur du gaz europé<strong>en</strong> Stratégie <strong>d'EDF</strong> Focus sur le business gaz<br />

Stratégie <strong>d'EDF</strong><br />

La stratégie gazière d’EDF tout au long de la chaîne de<br />

valeur du gaz<br />

Exploration/<br />

Transport/<br />

1 2 Stockage 3 4 Trading 5<br />

Production<br />

Distribution<br />

Stratégie: signer<br />

des part<strong>en</strong>ariats<br />

avec des<br />

<strong>en</strong>treprises<br />

interv<strong>en</strong>ant dans le<br />

pétrole et le gaz, <strong>en</strong><br />

s‟appuyant<br />

principalem<strong>en</strong>t sur<br />

l‟expertise d‟Edison<br />

1<br />

ITGI : Interconnexion Turquie-Grèce-Italie<br />

Stratégie: contrôle du<br />

coût de la flexibilité<br />

Exemples:<br />

• Ext<strong>en</strong>sion du<br />

stockage de Hole<br />

House Farm (au R-U)<br />

• Projets itali<strong>en</strong>s<br />

d‟ext<strong>en</strong>sion de<br />

stockage<br />

• Projet de stockage<br />

Etzel (Allemagne)<br />

Stratégie: développer<br />

des infrastructures<br />

d‟importations (GNL et<br />

gazoducs) pour avoir un<br />

accès direct aux<br />

sources de gaz <strong>en</strong><br />

évitant la dép<strong>en</strong>dance<br />

et anticiper les besoins<br />

futurs<br />

Exemples:<br />

• Projet Southstream<br />

• Projet ITGI 1 (Edison)<br />

• Dunkerque LNG<br />

La stratégie gaz <strong>en</strong> résumé:<br />

• Offres duales gaz/électricité aux cli<strong>en</strong>ts finals<br />

• Approvisionner les c<strong>en</strong>trales gaz d‟EDF<br />

• Tirer parti des opportunités d‟arbitrage<br />

Stratégie: recherche<br />

d‟arbitrages. Aider les<br />

filiales à optimiser<br />

leurs stratégies<br />

d‟approvisionnem<strong>en</strong>t<br />

(ex: contrat<br />

d‟approvisionnem<strong>en</strong>t<br />

long terme gaz…)<br />

Commerc<br />

-ialisation<br />

Stratégie: proposer<br />

une offre duale<br />

(électricité et gaz) à<br />

nos cli<strong>en</strong>ts<br />

En 2010, 127,4 TWh<br />

de gaz v<strong>en</strong>du aux<br />

cli<strong>en</strong>ts finals

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

gaz <strong>Le</strong> secteur du gaz europé<strong>en</strong> Stratégie <strong>d'EDF</strong> Focus sur le business gaz<br />

<strong>Le</strong>s marchés finaux gaz pour EDF<br />

Consommateurs finals:<br />

• V<strong>en</strong>tes de gaz du Groupe <strong>en</strong> 2010: 127,4 TWh<br />

• V<strong>en</strong>tes <strong>en</strong> <strong>France</strong>: 21,4 TWh, soit une part de marché de 4% (572 000 particuliers et professionnels)<br />

• En Italie, Belgique et au Royaume-Uni, les portefeuilles avals sont bi<strong>en</strong> plus développés:<br />

• Italie: ~600 000 cli<strong>en</strong>ts (~50TWh)<br />

• R-U: ~1,7 M cli<strong>en</strong>ts (~30,4 TWh), part de marché d‟<strong>en</strong>viron 4%<br />

• Belgique: ~520 000 cli<strong>en</strong>ts (~25,6 TWh), part de marché d‟<strong>en</strong>viron 14%<br />

• Production d‟électricité<br />

• Rôle croissant du gaz dans la production d‟électricité, <strong>en</strong> raison d‟émissions moindres de CO 2 et d‟une plus grande flexibilité<br />

• En 2010, EDF opérait <strong>en</strong>viron 12 GW d‟actifs gaz (turbines à combustion, cogénération c<strong>en</strong>trales gaz,<br />

CCGs) <strong>en</strong> <strong>France</strong> (203 MW), <strong>en</strong> Italie (9,3 GW), au R-U (819 MW), <strong>en</strong> Belgique (1,3 GW) et aux Pays-Bas (435 MW)<br />

• Des CCGs sont <strong>en</strong> cours de construction ou <strong>en</strong> démarrage <strong>en</strong> <strong>France</strong> (1x430 MW and 2x465 MW) et au R-U (1x1,300 MW),<br />

avec des mises <strong>en</strong> service prévues pour 2011-2012<br />

136

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

gaz <strong>Le</strong> secteur du gaz europé<strong>en</strong> Stratégie <strong>d'EDF</strong> Focus sur le business gaz<br />

Point sur les activités gaz itali<strong>en</strong>nes<br />

• Edison (dét<strong>en</strong>ue à 48,96% par EDF au 31 décembre 2011) est un acteur actif dans le secteur des<br />

hydrocarbures, <strong>en</strong> Italie et à l‟international avec des activités compr<strong>en</strong>ant exploration & production,<br />

importation, distribution et v<strong>en</strong>te de pétrole et de gaz naturel<br />

• Edison dispose de réserves d’hydrocarbures de 52,8 milliards de mètres cube, grâce à 80 concessions et permis<br />

• Hors Italie, Edison déti<strong>en</strong>t 20 lic<strong>en</strong>ces d‟activités d‟exploration & production, dont certaines <strong>en</strong> tant qu‟opérateur<br />

• Zones des activités de production: Egypte et secteur britannique de la Mer du Nord<br />

• <strong>Le</strong> plus gros actif gazier d‟Edison est le gisem<strong>en</strong>t d‟Abukir <strong>en</strong> Egypte. Abukir a produit <strong>en</strong>viron<br />

1 milliard de m 3 de gaz naturel <strong>en</strong> 2010 et 1,1 millions barils de pétrole<br />

• Edison est un acteur clé dans le développem<strong>en</strong>t d‟infrastructures <strong>en</strong> Italie et <strong>en</strong> Europe<br />

• Mise <strong>en</strong> service du terminal de regazéification de Rovigo <strong>en</strong> 2009.<br />

C‟est la première installation offshore de ce type, avec une capacité de regazéification<br />

de 8 milliards de m 3 annuels, soit 10% des besoins annuels de l‟Italie<br />

• Deux autres projets sont <strong>en</strong> développem<strong>en</strong>t,<br />

le gazoduc ITGI,<br />

reliant l‟Italie et l‟Europe à la mer Caspi<strong>en</strong>ne via la Turquie et la Grèce<br />

le gazoduc Galsi,<br />

reliant l‟Algérie avec la Sardaigne et la Toscane<br />

137

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

gaz Données sur le secteur du gaz europé<strong>en</strong> Stratégie <strong>d'EDF</strong> Focus sur le business gaz<br />

Projet de terminal méthanier à Dunkerque<br />

• <strong>Le</strong> terminal méthanier de Dunkerque, qui <strong>en</strong>trera <strong>en</strong> activité fin 2015, sera composé des installations<br />

suivantes:<br />

• Une jetée pour accueillir jusqu‟à 120 méthaniers par an, pour une capacité allant à 13 bcm par an<br />

• Un système de déchargem<strong>en</strong>t du gaz naturel liquéfié (GNL)<br />

• Trois cuves de stockage de GNL d‟une capacité de 190 000 m 3 chacune, (chaque cuve représ<strong>en</strong>te <strong>en</strong>viron 50 m de haut et 90<br />

m de diamètre)<br />

• Une unité de re-gazéification du GNL (de -160°C à 0°C)<br />

• Un tunnel am<strong>en</strong>ant une partie des eaux tièdes de rejet de la c<strong>en</strong>trale de Gravelines à proximité (utilisées pour regazéifier le<br />

GNL)<br />

• Un raccordem<strong>en</strong>t au réseau de transport français et un possible raccordem<strong>en</strong>t au réseau belge<br />

• Trois maîtres d‟ouvrage seront impliqués dans ce projet:<br />

• <strong>Le</strong> Grand Port Maritime de Dunkerque réalisera les travaux nécessaires à la préparation du site, soit le drainage de la darse, la<br />

création d‟une plateforme de plus de 50 ha pour la construction des installations terrestres et la réalisation des ouvrages de<br />

protection maritime<br />

• EDF, par l‟intermédiaire de sa filiale Dunkerque LNG (65% >EDF, 25% Fluxys, 10% Total), construira les infrastructures<br />

industrielles de déchargem<strong>en</strong>t, de stockage et de regazéification du GNL (total: 1 Mds€)<br />

• GRTgaz posera les tuyaux de raccordem<strong>en</strong>t pour acheminer le gaz sur le réseau de transport gazier<br />

138<br />

• <strong>Le</strong> terminal aura une capacité de 13 Gm 3 /an, représ<strong>en</strong>tant près de 20% des capacités d‟importation <strong>en</strong><br />

<strong>France</strong>, EDF <strong>en</strong> sera un des principaux utilisateurs, auprès d‟autres part<strong>en</strong>aires, dont Total

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur énergétique<br />

EDF est bi<strong>en</strong> positionné pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

140

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts<br />

de compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

Chiffres clés du secteur de l’énergie <strong>en</strong> 2010<br />

• Une demande mondiale d’<strong>en</strong>viron 4000 millions<br />

de tonnes de pétrole , qui provi<strong>en</strong>t pour près de la<br />

moitié des pays de l‟OCDE, et pour l‟autre moitié<br />

des pays hors ODCE<br />

• Une demande mondiale d’<strong>en</strong>viron 3200 bcm de gaz<br />

qui provi<strong>en</strong>t pour près de la moitié des pays de<br />

l‟OCDE, et pour l‟autre moitié des pays hors ODCE<br />

• Une demande mondiale d’<strong>en</strong>viron 7270 millions<br />

de tonnes de charbon, qui provi<strong>en</strong>t pour près d‟1/3<br />

des pays de l‟OCDE et de 2/3 des pays hors OCDE<br />

• Environ 21000 TWh d’électricité produits dans<br />

le monde, la moitié prov<strong>en</strong>ant des pays de l‟OCDE et<br />

l‟autre des pays hors OCDE<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

L’énergie est une quantité<br />

Il existe de nombreuses façons de quantifier<br />

l‟énergie.<br />

La mesure internationale de l‟énergie est le Joule<br />

(J). Cep<strong>en</strong>dant, de nombreuses unités<br />

différ<strong>en</strong>tes sont utilisées, <strong>en</strong> fonction des<br />

pratiques industrielles (le wattheure (Wh) pour<br />

des <strong>en</strong>treprises électriques, la tonne de pétrole<br />

équival<strong>en</strong>te (tpe) dans l‟industrie pétrolière, etc.)<br />

<strong>Le</strong>s principales unités de<br />

mesure inclu<strong>en</strong>t<br />

1 kwh = 3,6 MJ<br />

1 tep = 41,868 GJ<br />

1 cal = 4,18 J<br />

1 btu (Unité thermique britannique) = 1055,1 J<br />

1 cm (mètre cube de gaz naturel) = 39 MJ<br />

141

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts<br />

de compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

Offre mondiale d’énergie primaire depuis 1971 (Mtep)<br />

Offre mondiale d‟énergie primaire <strong>en</strong>tre 1971 et 2009<br />

Energie primaire par pays<br />

142<br />

Autres<br />

12 000<br />

8 000<br />

Carburants bio et fuel<br />

4 000<br />

Hydro<br />

Nucléaire<br />

Gaz naturel<br />

Pétrole<br />

Charbon<br />

Sources IEA<br />

6 000<br />

4 000<br />

2 000<br />

0<br />

1971 1980 1990 2000 2009<br />

Offre d‟énergie primaire des pays de l‟OCDE <strong>en</strong>tre1971 et 2010<br />

0<br />

1971 1980 1990 2000 2009<br />

1973<br />

2009<br />

Asie*<br />

6,6%<br />

Chine<br />

7%<br />

Amérique<br />

Latine<br />

3,5%<br />

Pays d‟Europe<br />

hors OCDE &<br />

Eurasie<br />

15,4%<br />

Asie*<br />

12%<br />

Chine<br />

18,7%<br />

Sources IEA<br />

Moy<strong>en</strong> Ori<strong>en</strong>t<br />

0,8%<br />

Amérique<br />

Latine<br />

4,4%<br />

Pays hors<br />

OCDE & Eurasie<br />

8,6%<br />

Afrique<br />

3,4% Bunkers**<br />

3,0%<br />

6111<br />

Mtep<br />

Afrique<br />

5,5%<br />

12150<br />

Mtoe<br />

Burkers**<br />

2,7%<br />

OCDE<br />

61,3%<br />

OCDE<br />

43,3%<br />

Moy<strong>en</strong> Ori<strong>en</strong>t<br />

4,8%<br />

* L’Asie exclut la Chine** inclut l’aviation<br />

internationale et les bunkers de la marine<br />

internationale

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts<br />

de compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

Production d’électricité par moy<strong>en</strong> de production<br />

Autres<br />

Hydro<br />

Nucléaire<br />

20 000<br />

10 000<br />

Thermique fossile<br />

Afrique<br />

Amérique Latine<br />

Asie<br />

Chine<br />

Pays hors<br />

OCDE<br />

& Eurasie<br />

Production mondiale d‟électricité <strong>en</strong>tre 1971 to 2009 (<strong>en</strong> TWh)<br />

20 000<br />

10 000<br />

0<br />

1971 1980 1990 2000 2009<br />

Mix énergétiques de 1973 et 2009<br />

1973<br />

2009<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

3,3%<br />

Gaz naturel<br />

12,1%<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

13,4%<br />

Hydro (1)<br />

21%<br />

Hydro (1)<br />

16,2%<br />

6 115<br />

TWh<br />

20 055<br />

TWh<br />

Autres (2)<br />

0,6%<br />

Autres (2)<br />

3,3%<br />

Charbon<br />

38,3%<br />

Pétrole<br />

27,7%<br />

Charbon<br />

40,6%<br />

Moy<strong>en</strong> Ori<strong>en</strong>t<br />

OCDE<br />

0<br />

1971 1980 1990 2000 2009<br />

Gaz naturel<br />

12,4%<br />

Pétrole<br />

5,1%<br />

143<br />

Sources IEA<br />

Sources IEA<br />

(1)<br />

Exclut les stations de pompage (2) Autres inclut la géothermie, le<br />

solaire, les biocarburants, les déchets et la chaleur

144<br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Un secteur confronté à un cadre de régulation complexe –<br />

principales régulations qui impact<strong>en</strong>t EDF (1/2)<br />

<strong>France</strong><br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts<br />

de compréh<strong>en</strong>sion<br />

• Structure de marché – marché français de l’électricité transformé par la<br />

loi NOME :<br />

• L‟ARENH garantit aux concurr<strong>en</strong>ts l‟accès à de l‟électricité de base, produite par les<br />

c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s existantes d‟EDF, <strong>en</strong> fonction de la consommation des<br />

consommateurs finaux (pour un montant maximum de 100 TWh)<br />

• <strong>Le</strong>s tarifs jaune et verts (pour les cli<strong>en</strong>ts industriels/120 TWh) disparaitront à partir du<br />

31 décembre 2015. <strong>Le</strong>s tarifs bleus (cli<strong>en</strong>ts résid<strong>en</strong>tiels et petites <strong>en</strong>treprises /186<br />

TWh) resteront <strong>en</strong> place.<br />

• <strong>Le</strong>s tarifs doiv<strong>en</strong>t converger avec le niveau de l‟ARENH <strong>en</strong> 2015 au plus tard<br />

• Formule d‟indexation att<strong>en</strong>due (cal<strong>en</strong>drier incertain)<br />

• Mise <strong>en</strong> place d‟un mécanisme de partage de la sécurité des coûts<br />

d‟approvisionnem<strong>en</strong>t du système énergétique français, <strong>en</strong>tre les opérateurs de<br />

marché<br />

• R<strong>en</strong>ouvelables – CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité):<br />

• Mise <strong>en</strong> place suite à la Loi du 10 février 2000 (maint<strong>en</strong>ant, articles L121-10 et L121-<br />

13 du Code de l‟Energie) pour autoriser EDF à comp<strong>en</strong>ser une partie de ses<br />

dép<strong>en</strong>ses liées à des services d‟intérêt public<br />

• A la charge des utilisateurs finaux au niveau de la ligne « autres services » sur leur<br />

facture d‟électricité<br />

• Collecté par les opérateurs de réseaux et opérateurs électriques<br />

• Approvisionnem<strong>en</strong>t – Certificat D’économie d’Energie<br />

• <strong>Le</strong> mécanisme de certificats d‟économie d‟énergie, mis <strong>en</strong> place par la Loi du 13<br />

juillet 2005, et am<strong>en</strong>dé par la Loi du 12 juillet 2010 (maint<strong>en</strong>ant articles L221-1 à<br />

L221-11 du Code de l‟Energie) considère que les obligations d‟économies d‟énergie<br />

sont au niveau des opérateurs énergétiques, <strong>en</strong> fonction de leurs v<strong>en</strong>tes. Pour<br />

répondre à ces obligations, les <strong>en</strong>treprises doiv<strong>en</strong>t produire des certificats<br />

d‟économie d‟énergie équival<strong>en</strong>ts aux quantités d‟économie d‟énergie qu‟ils ont<br />

atteint, ou doiv<strong>en</strong>t acheter les certificats d‟économie d‟énergie des autres parties<br />

pr<strong>en</strong>antes du mécanisme<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

Royaume-Uni<br />

• R<strong>en</strong>ouvelables – ROCS<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

• L‟Obligation R<strong>en</strong>ouvelable (RO) est un mécanisme visant à faire face au développem<strong>en</strong>t<br />

des énergies r<strong>en</strong>ouvelables <strong>en</strong> mettant <strong>en</strong> place auprès des producteurs d‟énergie une<br />

obligation de produire une proportion spécifique et annuellem<strong>en</strong>t <strong>en</strong> hausse d‟électricité<br />

d‟origine r<strong>en</strong>ouvelable, ou le cas échéant de payer une pénalité ou prix « buy-out »<br />

• L‟Obligation R<strong>en</strong>ouvelable est rég<strong>en</strong>tée par l‟Ofgem*, qui instaure des Certificats<br />

d‟Obligation R<strong>en</strong>ouvelables (ROCs) aux producteurs d‟électricité<br />

• A partir d‟avril 2017, l‟Obligation R<strong>en</strong>ouvelable sera remplacée par un niveau de prix<br />

contractuel inclus dans les contrats pour différ<strong>en</strong>ce (CfD)<br />

• PRODUCTION – prix plancher du CO2<br />

• <strong>Le</strong> prix plancher du CO2 sera mis <strong>en</strong> place <strong>en</strong> avril 2013, comme indiqué dans la loi de<br />

<strong>Finance</strong> de 2011. C‟est un instrum<strong>en</strong>t hybride lié à l‟ETS*<br />

• <strong>Le</strong>s différ<strong>en</strong>ts carburants fossiles auront un prix carbone minimum déterminé, qui sera<br />

reflet de la quantité moy<strong>en</strong>ne de CO2 émise par le carburant<br />

• <strong>Le</strong> prix plancher comm<strong>en</strong>cera à 16£/t CO2 <strong>en</strong> 2013, et suivra une trajectoire linéaire pour<br />

atteindre 30£/tCO2 <strong>en</strong> 2020 (<strong>en</strong> base de prix 2009)<br />

• PRODUCTION– « Contrats pour différ<strong>en</strong>ce »<br />

• <strong>Le</strong> Contrat pour Différ<strong>en</strong>ce est un instrum<strong>en</strong>t financier qui offre une visibilité long terme<br />

aux investisseurs du secteur, tout <strong>en</strong> protégeant les consommateurs de la variabilité des<br />

prix des matières 1 ères .<br />

• <strong>Le</strong>s termes des contrats pour de l‟électricité de base (<strong>nucléaire</strong>) ou d‟intermitt<strong>en</strong>ce<br />

(éoli<strong>en</strong>) seront différ<strong>en</strong>ts<br />

• CENTRALES THERMIQUES – Directive d’émissions industrielles (IED)<br />

• L‟IED résume sept directives existantes liées aux émissions industrielles <strong>en</strong> une seule<br />

• La mise <strong>en</strong> place débutera <strong>en</strong> 2016 et s‟appliquera à des c<strong>en</strong>trales <strong>en</strong> exist<strong>en</strong>ce avant<br />

2013 , et exigera aux opérateurs trois méthodes de conformité<br />

– Après 2016 – installer des équipem<strong>en</strong>ts appropriés (Réduction Catalytique Sélective)<br />

– Limitation des heures de dérogation (“opt-out”) à 17500 heures avec une fin au 31/12/2023<br />

– Plan de Transition National de 4,5 ans jusqu‟au 30/06/2020. Mise <strong>en</strong> place d‟un plancher<br />

maximum d‟émissions de CO2 par c<strong>en</strong>trale

145<br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Un secteur confronté à un cadre de régulation complexe –<br />

principales régulations qui impact<strong>en</strong>t EDF (2/2)<br />

Italie<br />

• Taxe « Robin des Bois »<br />

• Déjà mise <strong>en</strong> place dans l‟industrie pétrolière, et élargie aux opérateurs de<br />

réseaux et producteurs d‟énergies r<strong>en</strong>ouvelables <strong>en</strong> août 2011<br />

• R<strong>en</strong>ouvelables<br />

• Pour l‟éoli<strong>en</strong>, système de certificats verts, remplacés par des prix garantis à partir<br />

de 2016 pour les installations mises <strong>en</strong> ligne avant 2012, et à partir de 2011 pour<br />

les installations mises <strong>en</strong> ligne après 2012<br />

• Pour l‟énergie solaire, système de subv<strong>en</strong>tions à ajouter <strong>en</strong> plus du prix de<br />

l‟électricité (similaire à un prix garanti)<br />

Belgique<br />

• Taxe <strong>nucléaire</strong><br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts<br />

de compréh<strong>en</strong>sion<br />

• Mise <strong>en</strong> place <strong>en</strong> 2008, montant att<strong>en</strong>du de 550M€ <strong>en</strong> 2011<br />

• Arrêt légal des c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s les plus anci<strong>en</strong>nes d‟ici 2015 si aucune<br />

ext<strong>en</strong>sion n‟est votée<br />

• R<strong>en</strong>ouvelables<br />

• Système de certificats verts pour favoriser l‟énergie éoli<strong>en</strong>ne<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

Etats-Unis<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

<strong>Le</strong>s activités d‟EDF aux Etats-Unis sont sujettes à des réglem<strong>en</strong>tations<br />

au niveau fédéral et à celui des Etats. Entre autres<br />

• Nucléaire<br />

• Après Fukushima, la NRC (autorité de sûreté américaine) publiera <strong>en</strong> mars 2012 les<br />

nouvelles exig<strong>en</strong>ces s‟appliquant aux c<strong>en</strong>trales américaines<br />

• FOCI (Foreign Ownership Control and Influ<strong>en</strong>ce): CENG et Unistar sont soumis à des<br />

restrictions quant à leur contrôle et leur dét<strong>en</strong>tion par des investisseurs étrangers<br />

• Programme de garantie de prêts (cf. la section R<strong>en</strong>ouvelables ci-dessous)<br />

• Protection <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tale<br />

• L‟ag<strong>en</strong>ce de protection de l‟<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t américaine (EPA) est sur le point<br />

d‟introduire 4 réglem<strong>en</strong>tations majeures impactant le secteur de l‟énergie concernant<br />

les particules émises dans l‟atmosphère, ainsi que les installations de refroidissem<strong>en</strong>t<br />

des c<strong>en</strong>trales<br />

• R<strong>en</strong>ouvelables<br />

• 29 Etats et le district de Columbia ont une réglem<strong>en</strong>tation favorisant les énergies<br />

r<strong>en</strong>ouvelables (R<strong>en</strong>ewable Electricity Standard) qui exige des fournisseurs d‟énergie<br />

qu‟une part de leurs v<strong>en</strong>tes d‟électricité ou de leurs capacités de production soit<br />

d‟origine r<strong>en</strong>ouvelable<br />

• Expiration des crédits d‟impôts pour l‟éoli<strong>en</strong> (fin décembre 2012) et pour le solaire (fin<br />

2016)<br />

• <strong>Le</strong> DOE (Departm<strong>en</strong>t of Energy) a un programme de garanties de prêts, qui l‟autorise<br />

à sout<strong>en</strong>ir les technologies « propres » , dont la biomasse, le solaire, l‟hydroélectricité<br />

et le <strong>nucléaire</strong>. Un second programme, ponctuel, a été mis <strong>en</strong> place pour les projets<br />

comm<strong>en</strong>cés avant le 30 septembre 2011<br />

• Trading d’énergie<br />

• <strong>Le</strong> Dodd-Frank Wall Street Reform Act aura un impact significatif sur les activités<br />

de trading sur les marchés de commodités

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

Principaux défis du secteur de l’électricité<br />

Une forte augm<strong>en</strong>tation des besoins <strong>en</strong> 2035-2050<br />

Population mondiale Demande d‟électricité Besoins d‟investissem<strong>en</strong>ts d‟ici 2035<br />

+2,3Mds<br />

habitants d‟ici 2050<br />

X 2<br />

<strong>en</strong> 2050, malgré moins<br />

de gaspillage<br />

énergétique<br />

+ 4000 GW<br />

Pour assurer la croissance des pays hors OCDE<br />

+ 2000 GW<br />

Pour r<strong>en</strong>ouveler les capacités dans les pays de l‟OCDE<br />

Sécurité d‟approvisionnem<strong>en</strong>t<br />

• Contrainte des ressources<br />

• Coûts des énergies <strong>en</strong> hausse<br />

• Rôle majeur des réseaux<br />

Changem<strong>en</strong>t climatique<br />

• Un problème réel<br />

• Importance des investissem<strong>en</strong>ts<br />

pour réduire les effets du<br />

changem<strong>en</strong>t climatique.<br />

Sout<strong>en</strong>able dans un contexte de<br />

récession économique?<br />

• Comm<strong>en</strong>t réconcilier climat et<br />

croissance?<br />

Intérêt social<br />

• Importance de l‟énergie dans le<br />

développem<strong>en</strong>t économique et le<br />

bi<strong>en</strong>-être social<br />

• D‟où l‟importance de la<br />

compétitivité du prix de l‟énergie,<br />

et de la r<strong>en</strong>dre abordable au plus<br />

grand nombre<br />

146<br />

Sources: Nations Unies, Départem<strong>en</strong>t Populations (UNPD, 2010)<br />

Sources: IEA, ETP 2010 et Perspectives Mondiales de l’Energie 2010

147<br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Défis clés : hausse de la demande et r<strong>en</strong>chérissem<strong>en</strong>t des<br />

ressources<br />

Nombre d‟habitants par zones géographiques<br />

En M d’habitants<br />

Afrique<br />

Inde<br />

Chine<br />

Autre Asie<br />

OCDE Europe<br />

Amérique Latine<br />

OCDE Amérique du Nord<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

2008<br />

2035<br />

Europe de l‟Est/Eurasie<br />

Moy<strong>en</strong> Ori<strong>en</strong>t<br />

OCDE Pacifique<br />

0 400 800 1 200 1 800<br />

Sources: bases de données de l’UNPD et de la Banque Mondiale, analyse AIE<br />

Coûts de production <strong>en</strong> hausse<br />

Source CERA<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

• <strong>Le</strong>s pays <strong>en</strong> développem<strong>en</strong>t auront besoin de plus de capacités dans<br />

le futur<br />

Croissance des capacités<br />

• <strong>Le</strong>s pays de l‟OCDE ont besoin de r<strong>en</strong>ouveler leurs capacités pour<br />

réduire leurs émissions de CO2<br />

R<strong>en</strong>ouvellem<strong>en</strong>t des capacités<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Demande d‟énergie par combustible<br />

In Mtep<br />

4 000<br />

2 000<br />

0<br />

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2035<br />

• Plus de demande de ressources implique des t<strong>en</strong>sions au niveau de<br />

l‟offre, avec des coûts d‟accès aux ressources <strong>en</strong> hausse (contraintes<br />

<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tales et techniques)<br />

R<strong>en</strong>chérissem<strong>en</strong>t des coûts d‟accès à l‟énergie<br />

Pétrole<br />

Charbon<br />

Gaz<br />

Biomasse<br />

Nucléaire<br />

Stratégie<br />

Autre r<strong>en</strong>ouvelable<br />

Hydro<br />

Source: Perspectives Energétiques Mondiales – AIE Scénario Nouvelles politiques

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Défi clé: besoin d’énergie faiblem<strong>en</strong>t émettrice pour<br />

décarboner l’économie<br />

De la part des producteurs:<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

• <strong>Le</strong> <strong>nucléaire</strong>, l‟hydro, et les énergies r<strong>en</strong>ouvelables sont<br />

des composants clés d‟un mix énergétique décarboné<br />

pour les pays <strong>en</strong> développem<strong>en</strong>t ou développés<br />

• Cep<strong>en</strong>dant, les énergies matures (charbon), alliées à<br />

de nouvelles technologies (c<strong>en</strong>trales charbon<br />

supercritiques, séquestration de carbone) sont <strong>en</strong>core<br />

des solutions clés pour répondre aux besoins de pays<br />

qui se développ<strong>en</strong>t rapidem<strong>en</strong>t<br />

Emissions de GES issus de la production d’électricité<br />

Charbon Gaz Hydro Solaire PV Eoli<strong>en</strong> Nucléaire<br />

148 Source: IAEA<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

D‟un point de vue consommateurs, le<br />

rôle clé des réseaux<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

• La gestion de la demande <strong>en</strong> énergie<br />

jouera un rôle c<strong>en</strong>tral pour réduire les<br />

émissions de CO2. Par exemple, la<br />

commission europé<strong>en</strong>ne a fixé un<br />

objectif d‟augm<strong>en</strong>ter l‟efficacité<br />

énergétique de 20% d‟ici 2020.<br />

• Cette gestion de la demande <strong>en</strong> énergie<br />

devra égalem<strong>en</strong>t être sout<strong>en</strong>ue par des<br />

réseaux, à travers la mise <strong>en</strong> place de<br />

compteurs intellig<strong>en</strong>ts, permettant un<br />

meilleur équilibre offre-demande<br />

• De plus, comme les énergies<br />

r<strong>en</strong>ouvelables représ<strong>en</strong>teront une part<br />

croissance dans le mix énergétique<br />

futur, elles créeront une contrainte sur la<br />

gestion des réseaux, <strong>en</strong> raison des<br />

problèmes d‟intermitt<strong>en</strong>ce, d‟où la<br />

nécessité d‟investir dans les réseaux et<br />

la R&D.<br />

Stratégie<br />

Pour que le changem<strong>en</strong>t climatique reste sous contrôle, il est important de limiter les émissions de gaz à effet de<br />

serre, à la fois de la part des producteurs, mais aussi des consommateurs (consommer moins mais mieux)<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

Dans le monde<br />

2010: 2/3 de l‟électricité est<br />

générée à partir de ressources<br />

fossiles<br />

Objectifs 2050 de<br />

l’ONU:<br />

2/3 de l‟électricité générée à partir<br />

de sources décarbonées<br />

Union Europé<strong>en</strong>ne:<br />

La feuille de route 2050 de l‟UE<br />

prévoit une baisse de 80-95% des<br />

gaz à effet de serre d‟ici 2050 vs<br />

1990, avec -25% <strong>en</strong> 2020, -40% <strong>en</strong><br />

2030 et -60% <strong>en</strong> 2040

149<br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Le</strong>s changem<strong>en</strong>ts du secteur énergétique modifi<strong>en</strong>t les<br />

caractéristiques du secteur<br />

• Opportunités:<br />

• De nombreux investissem<strong>en</strong>ts sont att<strong>en</strong>dus à moy<strong>en</strong> terme<br />

• Croissance des pays <strong>en</strong> développem<strong>en</strong>t, r<strong>en</strong>ouvellem<strong>en</strong>t des capacités qui comm<strong>en</strong>cera sous peu dans les pays développés<br />

• Mise <strong>en</strong> place de politiques favorables aux investissem<strong>en</strong>ts dans certains pays (Réforme du Marché de l‟électricité au Royaume-Uni, Loi NOME <strong>en</strong> <strong>France</strong>)<br />

• Changem<strong>en</strong>t de paradigme: d‟une production d‟électricité dép<strong>en</strong>dant de ressources fossiles, à une production d‟électricité dép<strong>en</strong>dant de<br />

sources décarbonées<br />

• Création d‟opportunités pour les producteurs faiblem<strong>en</strong>t émetteurs de CO2<br />

• Opportunités pour développer la R&D et les technologies (production, réseaux, trading)<br />

• Industries fortem<strong>en</strong>t capitalistiques: barrières à l‟<strong>en</strong>trée pour les nouveaux <strong>en</strong>trants sur une grande partie de la chaîne de valeur (sauf la<br />

distribution)<br />

• Industrie fortem<strong>en</strong>t technologique<br />

• Importance de l‟expéri<strong>en</strong>ce<br />

• Contraintes:<br />

• Contraintes <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>tales<br />

• Décarboner implique sur le court terme une hausse des coûts<br />

• Difficultés accrues pour construire de nouvelles infrastructures, et plus généralem<strong>en</strong>t, acceptabilité plus complexe à obt<strong>en</strong>ir des populations<br />

• Environnem<strong>en</strong>t politique avec plus d‟interv<strong>en</strong>tionnisme gouvernem<strong>en</strong>tal<br />

• <strong>Le</strong> coût de l‟énergie est un défi social majeur<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

• <strong>Le</strong>s <strong>en</strong>treprises du secteur des Utilities ont souv<strong>en</strong>t été taxées <strong>en</strong> période de crise économique (Taxe Robin des Bois <strong>en</strong> Italie, taxes <strong>nucléaire</strong>s <strong>en</strong> Belgique et <strong>en</strong><br />

Allemagne…)<br />

• Forte corrélation <strong>en</strong>tre la volatilité du marché des matières premières et les cycles économiques<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

<strong>Le</strong>s gouvernem<strong>en</strong>ts doiv<strong>en</strong>t faire face à un triple défi:<br />

“climat, crise économique et coût de l’énergie”<br />

• De nouvelles politiques énergétiques diverg<strong>en</strong>tes post-Fukushima<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

• Allemagne: sortie du <strong>nucléaire</strong> avec coût pot<strong>en</strong>tiel de l‟« Energie Konzept » estimé à 250Mds€, tandis que les prix énergétiques<br />

allemands sont déjà parmi les plus élevés d‟Europe<br />

• Royaume-Uni: <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t favorable au <strong>nucléaire</strong> avec la mise <strong>en</strong> place de la Réforme du Marché de l‟Electricité avec un prix<br />

plancher pour le CO2 et des prix garantis pour les énergies décarbonées<br />

• Taxes: rumeurs/réalités<br />

• Belgique: taxe <strong>nucléaire</strong> att<strong>en</strong>due pour un montant de 550M€<br />

• Allemagne: taxe <strong>nucléaire</strong> de 2.3Mds€<br />

• Italie: taxe Robin des bois<br />

150

Jan-11<br />

Jul-10<br />

Jan-10<br />

Jul-09<br />

Jan-09<br />

Jul-08<br />

Jan-08<br />

Jul-07<br />

Jan-07<br />

Jul-06<br />

Jan-06<br />

Jul-05<br />

Jan-05<br />

Jul-04<br />

Jan-04<br />

Jul-03<br />

Jan-03<br />

Jul-02<br />

Jan-02<br />

Jul-01<br />

Jan-01<br />

Jul-00<br />

Jan-00<br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

<strong>Le</strong>s fondam<strong>en</strong>taux du secteur ont significativem<strong>en</strong>t<br />

changé <strong>en</strong>tre 2008 et 2010…<br />

Stratégie<br />

<strong>Le</strong> secteur des utilities a été très volatil depuis la crise…<br />

… et s‟est fortem<strong>en</strong>t dégradé d‟un point de vue crédit<br />

28,0%<br />

Sources Bloomberg<br />

8,6%<br />

1,0%<br />

-8,9%<br />

-38,1%<br />

secteur<br />

-45,6%<br />

marché<br />

-11,3%<br />

-16,6%<br />

2008 2009 2010 2011<br />

A+ / A+/A1 A1<br />

A / A2 A/A2<br />

A-/A3<br />

BBB+/Baa1<br />

Sources CA-CIB<br />

S&P<br />

Plus bas ratings<br />

Moody’s<br />

Jan 00 Jan 05 Jan 10<br />

S&P Moody's Lowest Rating<br />

151<br />

<strong>Le</strong> secteur des utilities n‟est désormais plus considéré “déf<strong>en</strong>sif” <strong>en</strong> raison de son exposition aux prix<br />

des matières premières, aux cycles économiques et à sa plus faible exposition aux actifs régulés

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

EDF est bi<strong>en</strong> positionné pour relever les défis de ce<br />

nouvel <strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t grâce à son modèle hybride<br />

A<br />

EDF: un mix énergétique 75% décarboné...<br />

Gaz<br />

7%<br />

R<strong>en</strong>ouvelables<br />

2%<br />

Même ambition<br />

pour 2020<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

B<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

… peu exposé aux variations de prix des matières 1 ères<br />

du fait d‟activités qui offr<strong>en</strong>t de la visibilité<br />

% 2010 EBITDA<br />

Autres<br />

30%<br />

Distribution<br />

20%<br />

Stratégie<br />

C<br />

Charbon<br />

20%<br />

Hydro<br />

17%<br />

137 GW<br />

Nucléaire<br />

54%<br />

EDF est une <strong>en</strong>treprise cotée avec l‟Etat<br />

<strong>en</strong> tant qu‟actionnaire majoritaire<br />

Institutionnels et<br />

investisseurs privés<br />

13,1%<br />

R<strong>en</strong>ouvelables<br />

PPA<br />

5%<br />

Production<br />

45%<br />

EDF = 44% des divid<strong>en</strong>des publics payés<br />

D<br />

à l‟Etat français<br />

Divid<strong>en</strong>de monétaire collecté par l‟état français <strong>en</strong> 2010 M€<br />

1,800<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

EDF est un<br />

contributeur majeur<br />

du budget français:<br />

2,5%-3% du budget<br />

français provi<strong>en</strong>t<br />

des comptes<br />

d’EDF<br />

152<br />

Salariés d‟EDF<br />

2,39%<br />

Etat français<br />

84,48% Actions auto-dét<strong>en</strong>ues<br />

0,03%<br />

1,220<br />

490<br />

EDF GDF Suez <strong>France</strong><br />

Telecom<br />

Source: APE<br />

~100

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

Des activités à forte visibilité …<br />

Réseaux Production <strong>France</strong> Nucléaire UK R<strong>en</strong>ouvelables et PPA<br />

% des activités (1) ~20% ~40% ~2% (2) ~5%<br />

T<strong>en</strong>dance au sein<br />

d‟EDF<br />

= =<br />

Type de<br />

régulation/<br />

support<br />

Visibilité<br />

Régulation tarifaire<br />

(TURPE <strong>en</strong> <strong>France</strong>)<br />

Tarifs pour 4 ans<br />

Régulation de type "cost +"<br />

Rémunération sur la RAB à<br />

7,25%<br />

Une réumnération réseau qui<br />

empêche tout risque volume<br />

Loi NOME: 25% de la<br />

production <strong>nucléaire</strong> v<strong>en</strong>due<br />

sous un prix basé sur une<br />

formule<br />

Tarifs régulés: pour une large<br />

partie de la production restante<br />

Loi NOME: jusqu‟<strong>en</strong> 2025<br />

Tarifs régulés: jusqu‟<strong>en</strong> 2015<br />

pour les cli<strong>en</strong>ts industriels, pas<br />

de limite pour les cli<strong>en</strong>ts<br />

résid<strong>en</strong>tiels<br />

Flotte <strong>nucléaire</strong> existante:<br />

20% de la production sous PPA<br />

(C<strong>en</strong>trica)<br />

Nouveau Nucléaire: Mise <strong>en</strong><br />

place d‟un prix plancher du<br />

carbone et de contrats pour<br />

différ<strong>en</strong>ce (CfD)<br />

Prix plancher du carbone<br />

voté <strong>en</strong> Mars 2011<br />

Contrats pour différ<strong>en</strong>ce<br />

att<strong>en</strong>dus <strong>en</strong> 2014<br />

Majoritairem<strong>en</strong>t via PPA et<br />

contrats long terme<br />

Variable <strong>en</strong> fonction des pays,<br />

mais la durée des contrats<br />

varie typiquem<strong>en</strong>t <strong>en</strong>tre 10 et<br />

20 ans<br />

153<br />

(1)<br />

Sur la base des chiffres 2010<br />

(2)<br />

PPA de C<strong>en</strong>trica

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

Un groupe leader dans les énergies décarbonées, avec 134<br />

GW de capacités nettes installées<br />

<strong>Le</strong> Groupe leader europé<strong>en</strong> du secteur utilities <strong>en</strong> termes de<br />

production (données 2010)<br />

<strong>en</strong> TWh<br />

630<br />

290 282 275<br />

EDF Enel E.ON GdF<br />

Suez<br />

225<br />

RWE<br />

170 154<br />

Vatt<strong>en</strong>fall Iberdrola<br />

70 63 57<br />

Fortum<br />

CEZ<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

Statkraft<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Mix des capacités installées du Groupe <strong>en</strong> 2010<br />

<strong>en</strong> TWh<br />

Gaz (CCG et<br />

cogénération)<br />

7%<br />

Hydro<br />

16%<br />

Thermique<br />

(excl. gaz)<br />

19%<br />

Eoli<strong>en</strong><br />

2%<br />

Autres r<strong>en</strong>ouvelables<br />

0,5%<br />

Stratégie<br />

Nucléaire<br />

55,5%<br />

EBITDA 2011 de 14,8 Mds€<br />

Un mix de production très compétitif au niveau coûts<br />

Faible exposition au risque commodités par rapport à ses pairs<br />

Producteur d‟électricité<br />

#1 <strong>en</strong> <strong>France</strong> et au Royaume-Uni, #2 <strong>en</strong> Italie (1) Un des groupes aux plus faibles émissions de CO2<br />

Facteur carbone europé<strong>en</strong> de 346g CO2/ /KWh (1) vs 108,9 pour EDF (2)<br />

154<br />

(1)<br />

Incluant 50% d’Edipower<br />

(2)<br />

Chiffres 2009 pour le facteur carbone europé<strong>en</strong>; chiffres 2010 pour EDF, excluant EnBW

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

<strong>Le</strong> CO 2 est un risque mais aussi une source<br />

d’opportunités et de croissance profitable<br />

Stratégie<br />

<strong>Le</strong> saviez-vous?<br />

• Utiliser les outils de la « finance carbone »<br />

• <strong>Le</strong> développem<strong>en</strong>t du Fonds Carbone d‟EDF<br />

Trading<br />

• <strong>Le</strong> fonds de 290 M€, créé <strong>en</strong> 2006, est l‟un des plus<br />

fonds carbone les plus importants <strong>en</strong> Europe, et l‟un<br />

des seuls de cette taille pour lequel tous les participants<br />

sont « compliant ».<br />

• Il représ<strong>en</strong>te près de 100 projets dans une dizaine de<br />

pays (Chine, Asie du Sud-est, Amérique du Sud et<br />

Afrique du Nord)<br />

• Bénéficier de la régulation europé<strong>en</strong>ne pour<br />

développer les r<strong>en</strong>ouvelables<br />

• Via un prix d‟achat régulé ou <strong>en</strong> minimisant les<br />

coûts de « compliance »<br />

• Encourager de nouveaux usages électriques<br />

pour remplacer les énergies fossiles<br />

2013-2020: phase 3 de l’EU-ETS<br />

• Un risque carbone accru…<br />

• Sur toutes les émissions, pas seulem<strong>en</strong>t sur<br />

la différ<strong>en</strong>ce <strong>en</strong>tre émissions et allocations<br />

• Dans un contexte politique qui devrait<br />

m<strong>en</strong>er à un coût du carbone croissant<br />

(sortie du <strong>nucléaire</strong> par l‟Allemagne, etc …)<br />

• … réduit <strong>en</strong> utilisant tous les leviers<br />

d‟action<br />

• <strong>Le</strong>s émissions de carbone sont considérées<br />

dans tous les projets d‟investissem<strong>en</strong>t <strong>en</strong><br />

Europe<br />

• Des politiques de couvertures cohér<strong>en</strong>tes<br />

<strong>en</strong> Europe<br />

<strong>Le</strong> système europé<strong>en</strong> de trading<br />

des émissions (EU ETS) est une<br />

pierre angulaire de la politique<br />

europé<strong>en</strong>ne pour lutter contre le<br />

changem<strong>en</strong>t climatique depuis<br />

2005, et est le principal outil<br />

économique pour réduire les<br />

émissions industrielles de gaz à<br />

effet de serre. En tant que premier<br />

et plus grand système de trading de<br />

gaz à effet de serre au niveau<br />

international, l‟EU ETS couvre près<br />

de 11 000 installations de<br />

production d‟électricité, et<br />

d‟installations industrielles dans 30<br />

pays.<br />

<strong>Le</strong> système repose sur un principe<br />

de “cap and trade”. <strong>Le</strong>s <strong>en</strong>treprises<br />

reçoiv<strong>en</strong>t des droits d‟émission<br />

qu‟elles peuv<strong>en</strong>t v<strong>en</strong>dre ou acheter<br />

à un tiers au besoin. En limitant le<br />

nombre de droits d‟émissions<br />

disponibles, ces derniers pr<strong>en</strong>n<strong>en</strong>t<br />

une valeur. A partir de 2013, il<br />

faudra payer pour toutes les<br />

émissions.<br />

155

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

La faible int<strong>en</strong>sité carbone : l’un des premiers piliers<br />

stratégiques d’EDF<br />

<strong>Le</strong>s émissions de CO 2 <strong>en</strong> Europe <strong>en</strong>tre 2007-2009<br />

(toutes les <strong>en</strong>treprises de l‟échantillon)<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

2007<br />

Stratégie<br />

2008<br />

2009<br />

<strong>en</strong> Mt de CO 2<br />

<strong>Le</strong> facteur carbone europé<strong>en</strong> 2009<br />

2008<br />

2009<br />

Facteur carbone europé<strong>en</strong>: 346 kg de CO 2 /MWh<br />

EDF est le deuxième plus<br />

gros émetteur de carbone<br />

<strong>en</strong> valeur absolue<br />

Mais l‟un des plus bas<br />

émetteurs <strong>en</strong> valeur<br />

spécifique (g/kWh) parmi<br />

les acteurs europé<strong>en</strong>s<br />

156<br />

Source: <strong>Le</strong> facteur carbone europé<strong>en</strong> - PricewaterhouseCoopers | Enerpresse - Novembre 2010

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Principaux élém<strong>en</strong>ts de<br />

compréh<strong>en</strong>sion<br />

<strong>Le</strong>s défis du secteur<br />

énergétique<br />

EDf est bi<strong>en</strong> positionnée<br />

pour relever ces défis<br />

Stratégie<br />

EDF <strong>en</strong> 2020: un producteur d’énergie à 75% décarbonée<br />

Capacité installée (<strong>en</strong> GW)<br />

chiffres consolidés au 31 Décembre 2010<br />

Projections pour les capacités installées 2020<br />

(<strong>en</strong> GW)<br />

Gaz<br />

10%<br />

R<strong>en</strong>ouvelable<br />

3%<br />

International<br />

24%<br />

gaz<br />

14%<br />

R<strong>en</strong>ouvelables<br />

8%<br />

International<br />

35%<br />

Charbon<br />

22%<br />

Hydro<br />

17%<br />

Nucléaire<br />

49%<br />

<strong>France</strong><br />

76%<br />

charbon<br />

16%<br />

158 GW 200 GW<br />

Hydro<br />

19%<br />

<strong>nucléaire</strong><br />

42%<br />

<strong>France</strong><br />

65%<br />

+50%<br />

de croissance<br />

à<br />

l‟international<br />

157<br />

Répartition du mix énergétique d‟EDF par types d‟énergies et<br />

par zones géographiques

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Données historiques<br />

Rationalisation du Groupe<br />

Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong><br />

Focus sur les provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

159

2009<br />

2010<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Données historiques<br />

Evolution de l‟EBITDA depuis 2006<br />

Résultat net courant<br />

En millions d’€<br />

14 393<br />

15 210<br />

14 240<br />

15 929<br />

14 156 (1)<br />

14 824<br />

En millions d’€<br />

International et<br />

autres activités<br />

35% 34% 37% 41%<br />

39%<br />

39%<br />

4,227<br />

4,677 4,392<br />

3,558<br />

3,105<br />

3,520<br />

<strong>France</strong><br />

65% 66% 63% 59%<br />

61% 61%<br />

2006 2007 2008 2009 2010<br />

2011<br />

2006 2007 2008 2009 2010 2011<br />

Rachat de<br />

British Energy<br />

V<strong>en</strong>te d‟EnBW<br />

et des réseaux anglais<br />

Déconsolidation de RTE<br />

160<br />

(1)<br />

Hors RTE, réseaux anglais et EnBW<br />

NB: les données prés<strong>en</strong>tées sont retraitées d’une année sur l’autre, mais ne sont pas retraitées sur la période considérée

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques<br />

Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Données historiques<br />

Evolution des CAPEX (1) depuis 2006<br />

En millions d’€<br />

International et<br />

autres activités<br />

<strong>France</strong><br />

5 935<br />

36%<br />

7 490<br />

39%<br />

64% 61%<br />

9 703<br />

47%<br />

53%<br />

11 777<br />

39%<br />

61%<br />

10 274 (3)<br />

(ajusté)<br />

35%<br />

65%<br />

11 134<br />

33%<br />

67%<br />

Evolution de la dette nette et du ratio dette<br />

nette/EBITDA depuis 2006<br />

En millions d’€<br />

24 476<br />

14 932<br />

16 269<br />

1,7<br />

1,0 1.1<br />

42 496<br />

34 389 33 285<br />

2,5 (2) 2,2 (3) 2,2<br />

2006 2007 2008 2009 2010 2011<br />

2006 2007 2008 2009 2010<br />

2011<br />

161<br />

(1)<br />

Capex bruts pro forma<br />

(2)<br />

Hors EnBW<br />

(3)<br />

Hors RTE, réseaux anglais et EnBW

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques<br />

Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Données historiques<br />

Taux de distribution du divid<strong>en</strong>de<br />

Taux de r<strong>en</strong>dem<strong>en</strong>t du divid<strong>en</strong>de (1)<br />

5.0%<br />

45% 50%<br />

54% 54%<br />

56%<br />

2.3%<br />

3.4%<br />

4.3%<br />

3.7%<br />

2006 2007 2008 2009 2010<br />

2006 2007 2008 2009 (2) 2010<br />

162<br />

(1)<br />

Calculé sur le dernier cours de clôture de l’année considérée<br />

(2)<br />

Une partie du divid<strong>en</strong>de versé <strong>en</strong> titre <strong>en</strong> 2009, le taux de r<strong>en</strong>dem<strong>en</strong>t pour la partie <strong>en</strong> cash est de 2.4%

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques<br />

Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Comptes de résultats 2010 ajusté<br />

2010<br />

publié<br />

EDF<br />

Luminus<br />

2010<br />

retraité<br />

RTE<br />

Cessions<br />

R-U<br />

Cession<br />

EnBW<br />

2010<br />

ajusté<br />

Chiffre d’affaires 65 165 155 65 320 (211) (1 187) - 63 922<br />

Achats de combustibles et d‟énergie (26 021) (155) (26 176) (2 961) (241) - (29 378)<br />

Autres consommations externes (10 582) - (10 582) 503 189 - (9 890)<br />

Charge de personnel (11 422) - (11 422) 711 293 - (10 418)<br />

Impôts et taxes (3 227) - (3 227) 415 62 - (2 750)<br />

Autres produits et charges opérationnels<br />

et prolongation TaRTAM<br />

2 710 - 2 710 18 (58) - 2 670<br />

EBITDA 16 623 - 16 623 (1 525) (942) - 14 156<br />

Volatilité IAS 39 15 - 15 - - - 15<br />

Dotations aux amortissem<strong>en</strong>ts et aux provisions<br />

pour r<strong>en</strong>ouvellem<strong>en</strong>t<br />

(7 854) - (7 854) 639 353 - (6 862)<br />

Pertes de valeur et autres produits et charges<br />

d‟exploitation<br />

(2 544) (2 544) - (47) - (2 591)<br />

EBIT 6 240 - 6 240 (886) (636) - 4 718<br />

Résultat financier (4 426) - (4 426) 328 163 39 (3 896)<br />

Résultat avant impôts des sociétés intégrées 1 814 - 1 814 (558) (473) 39 822<br />

Résultat net part du Groupe 1 020 - 1 020 - (251) (360) 409<br />

Résultat net courant* 3 961 - 3 961 - (381) (475) 3 105<br />

163<br />

1<br />

Hors élém<strong>en</strong>ts non récurr<strong>en</strong>ts et volatilité IAS 39

Financials<br />

Données historiques<br />

Streamlining of the Group Debt profile of the EDF Group Focus on nuclear provisions CSPE<br />

Comptes de résultats 2011 (publié)<br />

En M€ 2010 ajusté 2011 publié<br />

Chiffre d’affaires 63 922 65 307<br />

Achats de combustibles et d‟énergie (29 378) (30 195)<br />

Autres consommations externes (9 890) (9 931)<br />

Charge de personnel (10 418) (10 917)<br />

Impôts et taxes (2 750) (3 101)<br />

Autres produits et charges opérationnels et prolongation TaRTAM (Loi du 7 juin 2010) 2 670 3 661<br />

EBITDA 14 156 14 824<br />

Volatilité IAS 39 15 (116)<br />

Dotations aux amortissem<strong>en</strong>ts et aux provisions pour r<strong>en</strong>ouvellem<strong>en</strong>t (6 862) (6 506)<br />

Pertes de valeur et autres produits et charges d‟exploitation (2 591) 84<br />

EBIT 4 718 8 286<br />

Résultat financier (3 896) (3 780)<br />

Résultat avant impôts des sociétés intégrées 822 4 506<br />

Résultat net part du Groupe 409 3 010<br />

Résultat net courant* 3 105 3 520<br />

164<br />

(1)Hors élém<strong>en</strong>ts non récurr<strong>en</strong>ts et volatilité IAS 39

<strong>Finance</strong> Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Bilans simplifiés du groupe EDF (publié)<br />

En M€<br />

31 décembre<br />

2010<br />

31 décembre<br />

2011<br />

31 décembre<br />

2010<br />

31 décembre<br />

2011<br />

Actif immobilisé 123 844 128 318<br />

Dont Goodwill 12 028 11 648<br />

Stocks et Cli<strong>en</strong>ts 32 209 34 489<br />

Autres actifs 50 333 52 032<br />

Trésorerie et équival<strong>en</strong>ts et<br />

autres actifs liquides (1) 16 944 16 184<br />

Actifs dét<strong>en</strong>us <strong>en</strong> vue de la<br />

v<strong>en</strong>te (hors trésorerie<br />

et actifs liquides)<br />

17 229 684<br />

Total Actif 240 559 231 707<br />

Capitaux propres<br />

part du groupe 31 317 30 570<br />

Intérêts minoritaires 5 586 4 337<br />

Passifs spécifiques<br />

des concessions 41 161 41 769<br />

Provisions 54 475 55 528<br />

Passifs financiers (1) 51 333 49 469<br />

Autres passifs 47 320 49 897<br />

Passifs liés aux actifs dét<strong>en</strong>us <strong>en</strong><br />

vue de la v<strong>en</strong>te<br />

(hors passifs financiers)<br />

9 367 137<br />

Total Passif 240 559 231 707<br />

165<br />

(1) Y.c. dans les sociétés dét<strong>en</strong>ues <strong>en</strong> vue de la v<strong>en</strong>te

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques<br />

Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

Evolution du cash flow<br />

En millions d'€ 2010 ajusté 2011 ∆%<br />

EBITDA 14 156 14 824 4,7%<br />

Elém<strong>en</strong>ts non monétaires et variation<br />

des produits à recevoir trading<br />

(1 186) (1 925)<br />

Frais financiers nets décaissés (1 748) (1 623)<br />

6,6% (1)<br />

Impôt sur le résultat payé (1 814) (1 331)<br />

Autres élém<strong>en</strong>ts dont<br />

divid<strong>en</strong>des reçus des <strong>en</strong>treprises associées<br />

491 336<br />

Cash Flow opérationnel 9 899 10 281 3,9%<br />

∆ BFR 25 (1 121)<br />

dont CSPE (2) (968) (1 009)<br />

dont Exeltium 1 747 -<br />

Investissem<strong>en</strong>ts bruts (10 274) (11 134)<br />

Cessions d‟immobilisations 180 497<br />

Cash Flow libre (170) (1 477) na<br />

166<br />

(1) Croissance organique hors conséqu<strong>en</strong>ces de l’arrêté du 4 juillet 2011 relatif à la comp<strong>en</strong>sation 2011, non récurr<strong>en</strong>te, des charges du TaRTAM<br />

(2) <strong>Le</strong> déficit de financem<strong>en</strong>t du mécanisme est supporté par EDF et <strong>en</strong>g<strong>en</strong>dre une créance à l’actif intégrant la CSPE facturée

<strong>Finance</strong> Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Après une solide production <strong>en</strong> 2010, 2011 confirme la<br />

bonne performance opérationnelle (+3,2%)<br />

En TWh<br />

450,0<br />

+3,2%<br />

400,0<br />

350,0<br />

300,0<br />

250,0<br />

200,0<br />

150,0<br />

100,0<br />

Production cumulée 2011<br />

Production cumulée 2010<br />

+7,2%<br />

+6,1%<br />

+6,5%<br />

+7,3%<br />

+7,7%<br />

+7,4%<br />

+6,1%<br />

+5,4%<br />

+5,1%<br />

+4,2%<br />

50,0<br />

+8,9%<br />

0,0<br />

Jan. Feb. Mars Avr. Mai Juin Juil. Août Sept. Oct. Nov. Dec.<br />

167

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Au cours des deux dernières années, le Groupe a connu<br />

une profonde mutation<br />

Situation initiale<br />

Allemagne<br />

• Co-contrôle d‟EnBW avec 46,07%<br />

Situation actuelle<br />

• Cession de la participation d‟EDF dans EnBW<br />

• Réduction de l‟<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t : -7,3 Mds€<br />

• Plus-value de cession : 253 M€<br />

Etats-Unis<br />

• Co-contrôle dans le nouveau <strong>nucléaire</strong><br />

avec Constellation (50%/50%)<br />

• 49,99% dans CENG<br />

Italie<br />

• Co-contrôle d‟Edison avec 48,96%<br />

R<strong>en</strong>ouvelable<br />

• 50% dans EDF Energies Nouvelles<br />

• Contrôle à 100% d‟Unistar<br />

• Réduction du risque : suppression de l‟option de v<strong>en</strong>te<br />

• Préservation des intérêts du Groupe dans CENG<br />

• Contrôle d‟Edison : 80,65% minimum<br />

• Impact limité sur EFN / EBITDA du Groupe : ~ +0,1x<br />

• OPAES : contrôle de 100% d‟EDF Energies Nouvelles<br />

• Intégration industrielle réussie<br />

• Impact limité sur EFN / EBITDA du Groupe : 0,1x<br />

168

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Cessions et réorganisatons 2010<br />

Réseaux de distribution au R-U (1) V<strong>en</strong>te de la participation (45,01%)<br />

dans EnBW<br />

• Offre irrévocable du groupe<br />

Cheung Kong (2)<br />

• Prime par rapport à la BAR au 1er<br />

avril 2010 (3) de 27%<br />

• Multiple de l‟EBITDA estimé pour<br />

2010 de 8,1x pour l‟<strong>en</strong>semble du<br />

business<br />

• Dés<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t total de 6,7 Mds€<br />

• Offre irrévocable<br />

• 41,5€ par action d‟EnBW<br />

• Montant de cash de 4,7 Mds€ 4<br />

(réduction de dette de 7,3 Mds€)<br />

• Garantie <strong>en</strong> totalité par le Land du<br />

Bade Wurtemberg<br />

• Prime implicite de 18,6% sur<br />

l‟action EnBW par rapport au prix<br />

de clôture du 12 mars 2010<br />

Contribution de 50% du RTE<br />

au portefeuille d‟actifs dédiés<br />

• Amélioration du financem<strong>en</strong>t des<br />

coûts de démantèlem<strong>en</strong>t du<br />

<strong>nucléaire</strong> grâce à un divid<strong>en</strong>de<br />

réguler d‟un actif d‟infrastructure<br />

• Moindre volatilité du portefeuille<br />

d‟actifs dédiés<br />

• Déconsolidation d‟<strong>en</strong>viron 6,3<br />

Mds€ de dette financière<br />

• Cash-out évité de 2,3 Mds€<br />

• Amélioration de l‟EPS jusqu‟à 2%<br />

169<br />

(1) 100% des activités de réseaux régulés et non régulées d’EDF Energy au Royaume-Uni<br />

(2) Consortium incluant Cheung Kong Infrastructure Holdings Ltd ("CKI"), Hongkong Electricity Holdings Ltd ("HEH") et Li Ka-Shing Foundation<br />

(3) BAR des réseaux de distribution régulés<br />

(4) Incluant une avance de 1.5 €/ action le 16 décembre 2010

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Opérations financières de 2011<br />

EDF EN<br />

EDISON<br />

• EDF possède 100% du capital d‟EDF EN<br />

• Retrait obligatoire des minoritaires le 16 août 2011<br />

• Coût pour EDF:<br />

• Coût de l‟offre cash: 1 045 M€<br />

• Coût du rachat des actions EDF: 324 M€<br />

• Coût du retrait obligatoire à 40€ par action: 94 M€ (1)<br />

Un prix moy<strong>en</strong> de l’ordre de 37,9€ par action,<br />

soit une prime de 4,7% sur le prix de l’action<br />

EDF EN (2) avant annonce de l’opération<br />

• Achat de 50% de TdE pour ~ 700 M€ (1)<br />

• Edison valorisé à ~ 9x EBITDA 2011<br />

• Cession de 50% d‟Edipower pour ~ 600 M€ (2)<br />

• Edipower cédé à plus de 10x EBITDA 2011<br />

• Signature d‟un contrat long terme d‟approvisionnem<strong>en</strong>t <strong>en</strong> gaz<br />

d‟Edipower par Edison<br />

• Volume représ<strong>en</strong>tant 50% des besoins d‟Edipower, soit 5% des<br />

approvisionnem<strong>en</strong>ts d‟Edison<br />

• Lancem<strong>en</strong>t d‟une offre obligatoire sur le capital restant<br />

d‟Edison à un prix maximum de 0,84€/action (3)<br />

• 2 conditions rest<strong>en</strong>t à lever: confirmation de la CONSOB sur le<br />

prix de l‟offre obligatoire et autorisations des autorités de la<br />

concurr<strong>en</strong>ce<br />

A l’issue des opérations, EDF déti<strong>en</strong>t au<br />

minimum 80% d’Edison<br />

170<br />

(1)<br />

Inclut un contrat de liquidité de 6 M€ pour les actions d’EDF EN déjà attribuées aux<br />

employés et exclut un contrat de liquidité d’<strong>en</strong>viron 9 M€ pour les actions devant être <strong>en</strong>core<br />

attribuées<br />

(2)<br />

Prix de l’action EDF EN au 7 avril 2011 (36,6€) ajusté du divid<strong>en</strong>de de 0,42€ payé au titre<br />

de l’année 2010<br />

(1)<br />

Et reprise d’<strong>en</strong>viron 600M€ de quote-part de dette existante<br />

(2)<br />

Et déconsolidation d’<strong>en</strong>viron 550M€ de dette<br />

(3)<br />

Montant maximum d’offre publique de ~0,9Md€ dans l’hypothèse d’un rachat de<br />

l’<strong>en</strong>semble des minoritaires

<strong>Finance</strong> Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Investissem<strong>en</strong>ts nets du Groupe : vision 2015<br />

En milliards d'€<br />

≤ 15,0<br />

10,5<br />

~39%<br />

Développem<strong>en</strong>t<br />

32%<br />

Maint<strong>en</strong>ance 38%<br />

~39%<br />

Régulé<br />

30%<br />

~22%<br />

2011 (1) Perspective<br />

2015 (1)<br />

Mainti<strong>en</strong> de l‟objectif Groupe post Fukushima : ≤15 Mds€ à horizon 2015<br />

171<br />

(1) Investissem<strong>en</strong>ts nets ajustés au périmètre 2011, hors Linky et hors impact de l’OPAES sur EDF Energies Nouvelles

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

De nouveaux critères d’investissem<strong>en</strong>t<br />

• Un processus d‟investissem<strong>en</strong>t revu<br />

• Interv<strong>en</strong>tion de la direction financière <strong>en</strong> appui des métiers dès la phase d‟étude des projets<br />

• Suivi continu des performances<br />

• Des critères d‟investissem<strong>en</strong>t plus exigeants<br />

• CMPC (Coût Moy<strong>en</strong> Pondéré du Capital) + 3%<br />

• Soit 100 à 150 points de base de r<strong>en</strong>tabilité supplém<strong>en</strong>taire vs. les anci<strong>en</strong>s critères<br />

172

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Programme de synergies et de transformation du Groupe<br />

• Des gains réalisés <strong>en</strong> 2011 qui sécuris<strong>en</strong>t plus de 28% de l‟objectif annoncé à horizon 2015<br />

• ~705 M€ réalisés <strong>en</strong> 2011 pour un objectif de ~2,5 Mds€ cumulés<br />

Répartition par métier Groupe<br />

Répartition par levier<br />

Fonctions<br />

supports<br />

16%<br />

Commerce &<br />

Optimisation<br />

18%<br />

705 M€<br />

Production<br />

47%<br />

Transformation<br />

Achats<br />

40%<br />

705 M€<br />

Synergies<br />

& Excell<strong>en</strong>ce<br />

Opérationnelle<br />

60%<br />

Distribution<br />

19%<br />

173

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Confirmation de la trajectoire 2011-2015<br />

• Croissance annuelle moy<strong>en</strong>ne de l‟EBITDA (1) 4% - 6%<br />

• Croissance annuelle moy<strong>en</strong>ne du résultat net courant 5% - 10%<br />

• Ratio <strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t financier net / EBITDA < 2,5x<br />

• Taux de distribution (payout) 55%-65%<br />

Pour 2012 :<br />

•Objectifs conformes à la trajectoire 2011-2015<br />

•Divid<strong>en</strong>de : au moins stable<br />

174<br />

NB Evolutions 55% hors - impacts 65% év<strong>en</strong>tuels du PPA Edison<br />

(1) TCAM à périmètre et change constants sur la période 2011-2015

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Une gestion pro-active de la dette et des positions de<br />

liquidité<br />

• Une légère réduction de la dette nette de 34,4 Mds€ (au 31 décembre 2010) à 33,3 Mds€ (au 31<br />

décembre 2011)<br />

• Une position de liquidité supérieure à 17 Mds€ (31 décembre 2011), dont 5,7 Mds€ de cash et<br />

équival<strong>en</strong>ts<br />

• Un objectif d’adéquation <strong>en</strong>tre cash flows et dette, ainsi qu‟une augm<strong>en</strong>tation de la maturité<br />

moy<strong>en</strong>ne de la dette à 9,2 ans au 31 décembre 2011 (vs 8,9 (1) ans au 31 décembre 2010)<br />

• Objectif de lisser les repaiem<strong>en</strong>ts de dette pour éviter des pics de refinancem<strong>en</strong>t<br />

• Volonté de lever de la dette <strong>en</strong> devises locales, pour financer des opérations locales, comme au Royaume-Uni avec<br />

deux émissions long terme <strong>en</strong> £:<br />

• <strong>en</strong> 2010 – 1 Mds£ avec une maturité 40 ans et un coupon de 5,125%<br />

• <strong>en</strong> 2011 - 1,25 Mds£ avec une maturité 30 ans et un coupon de 5,5%<br />

• La meilleure notation de crédit parmi ses pairs<br />

175<br />

(1)<br />

Données 2010 retraitées du changem<strong>en</strong>t de méthodologie au 30 juin 2011 : calcul de la maturité moy<strong>en</strong>ne sur la base de flux trimestriels vs annuels <strong>en</strong> 2010

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Dette financière nette au 31 décembre 2011<br />

En Mds€<br />

Endettem<strong>en</strong>t financier net<br />

Ratio EFN / EBITDA<br />

Dette<br />

• Dettes financières brutes<br />

• dont dettes obligataires<br />

• Maturité moy<strong>en</strong>ne de la dette brute (années)<br />

• Coupon moy<strong>en</strong><br />

31/12/2010 31/12/2011<br />

34,4<br />

33,3<br />

2,2 (1) 2,2<br />

47,8<br />

35,5<br />

8,9 (2)<br />

4,4%<br />

50,0<br />

37,5<br />

9,2<br />

4,3%<br />

Liquidité<br />

• Liquidité brute<br />

• Dette financière < 1 an (3)<br />

• Liquidité nette<br />

25,2<br />

7,3<br />

17,9<br />

24,9<br />

7,8<br />

17,1<br />

176<br />

(1) Hors dette EnBW<br />

(2) Données 2010 retraitées du changem<strong>en</strong>t de méthodologie au 30 juin 2011 : calcul de la maturité moy<strong>en</strong>ne sur la base de flux trimestriels vs annuels <strong>en</strong> 2010<br />

(3) Y compris part à moins d’un an - prêt RTE

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Une forte position de liquidité<br />

Répartition de la position de liquidité au 31 dec. 2011<br />

• Une position de liquidité de 14,7Mds€<br />

hors lignes de crédit, dont<br />

• 5,7Mds€ <strong>en</strong> cash et équival<strong>en</strong>ts<br />

• 9Mds€ <strong>en</strong> actifs liquides<br />

Cash &<br />

équival<strong>en</strong>ts<br />

38,8%<br />

• Lignes de crédit syndiqués et bilatérales<br />

de 10,2Mds€<br />

• Cette liquidité pot<strong>en</strong>tielle est sans cov<strong>en</strong>ant<br />

financier<br />

Actifs liquides<br />

61,2%<br />

177

<strong>Finance</strong> Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s CSPE<br />

Dettes financières Groupe après swaps au 31 décembre<br />

2011<br />

V<strong>en</strong>tilation par type de taux<br />

V<strong>en</strong>tilation par devise<br />

Taux variable<br />

20%<br />

Taux fixe<br />

80%<br />

Autres (1)<br />

5%<br />

GBP<br />

29%<br />

178<br />

(1)<br />

HUF, CHF, JPY , BRL et PLN<br />

Dette financière brute: 50,0 Mds€<br />

Dette financière nette: 33,3 Mds€<br />

Coupon moy<strong>en</strong>: 4,3%<br />

Maturité moy<strong>en</strong>ne: 9,2 années<br />

USD<br />

13%<br />

EUR<br />

53%

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Echéancier de la dette obligataire par devises<br />

En M€<br />

6 000<br />

5 000<br />

4 000<br />

3 000<br />

2 000<br />

Dont emprunt retail<br />

pour 3,2 Mds€<br />

Others Autres<br />

JPY<br />

USD<br />

GBP<br />

EUR<br />

CHF<br />

1 000<br />

179<br />

0<br />

2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044 2046 2048 2050

Notations Moody‟s<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Notations crédit d’EDF: le meilleur rating du secteur<br />

Aa3<br />

EDF<br />

Notations<br />

S&P<br />

Notations<br />

Moody’s<br />

Notations<br />

Fitch<br />

EDF A+ stable (1) Aa3 stable A+ stable<br />

GDF Suez A stable A1 stable NA<br />

A1<br />

GDF<br />

Suez<br />

EON A négative A3 stable A stable<br />

Enel<br />

A-<br />

persp. neg<br />

A3 négative<br />

A - stable<br />

Iberdrola A- stable A3 stable A- stable<br />

Scottish &<br />

Southern<br />

A - stable A3 stable A- stable<br />

A2<br />

Vatt<strong>en</strong>fall<br />

RWE A- négative A3 négative A négative<br />

Endesa<br />

A-<br />

persp. neg<br />

A3 négative<br />

A- stable<br />

Vatt<strong>en</strong>fall A- stable A2 stable A- stable<br />

A3<br />

Enel RWE<br />

Endesa SSE<br />

Iberdrola<br />

E.ON<br />

Notations<br />

S&P<br />

Notations<br />

Moody’s<br />

Notations<br />

Fitch<br />

EDF court terme A-1 P-1 F1<br />

180<br />

BBB+ A- A A+<br />

(1) Dégradation de AA- à A+ le 18 janvier 2012 suite à la dégradation de la <strong>France</strong><br />

Notations S&P<br />

Source: Bloomberg, au 30 Janvier 2012

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Provisions <strong>nucléaire</strong> Groupe: 38,7 Mds€<br />

Périmètre Groupe EDF<br />

En M€<br />

Mouvem<strong>en</strong>ts de la période<br />

36 891<br />

(975)<br />

Diminutions<br />

+ 470<br />

Dotations<br />

+ 1 515<br />

Désactualisation<br />

+ 490<br />

Autres<br />

variations<br />

+282<br />

Ecarts de<br />

conversion<br />

38 673<br />

(505)<br />

31 déc. 2010<br />

31 déc. 2010<br />

181

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Principes de l’actualisation des provisions<br />

• <strong>Le</strong>s charges sont évaluées aux conditions économiques de fin d'année et réparties selon un<br />

échéancier prévisionnel des décaissem<strong>en</strong>ts<br />

• Ces charges sont déterminées <strong>en</strong> euros constants (i.e. le coût à payer s‟il devait l‟être aujourd‟hui)<br />

• Ces charges sont positionnées dans le temps suivant un échéancier déterminé par l‟<strong>en</strong>treprise<br />

• <strong>Le</strong>s charges sont <strong>en</strong>suite provisionnées <strong>en</strong> valeur actualisée de fin d'année<br />

Coût<br />

Coût <strong>en</strong> euros courants qui devront être payés au<br />

mom<strong>en</strong>t T (i.e. le coût inflaté)<br />

Coût <strong>en</strong> euros constants qui<br />

devront être payés au mom<strong>en</strong>t T<br />

0 T<br />

Valeur provisionnée<br />

Cal<strong>en</strong>drier des coûts <strong>en</strong> euros constants<br />

(coûts bruts <strong>en</strong> euros constants)<br />

Temps<br />

182

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Taux d’actualisation des provisions <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

• <strong>Le</strong> taux de désactualisation de 2010 a été maint<strong>en</strong>u au 31 décembre 2011<br />

• Taux de désactualisation des provisions <strong>nucléaire</strong>s: 5%<br />

• <strong>Le</strong> taux d‟actualisation est calculé <strong>en</strong> référ<strong>en</strong>ce au r<strong>en</strong>dem<strong>en</strong>t d‟une obligation souveraine (OAT<br />

<strong>France</strong>) de même duration que le passif considéré auquel on ajoute le spread moy<strong>en</strong> d‟un panel<br />

d‟<strong>en</strong>treprises de même notation que celle de l‟<strong>en</strong>treprise portant le passif considéré<br />

• <strong>Le</strong> décret du 23 février 2007 et l‟arrêté du 21 mars 2007 relatifs à la sécurisation du financem<strong>en</strong>t<br />

des charges <strong>nucléaire</strong>s précis<strong>en</strong>t que le taux d‟actualisation ret<strong>en</strong>u par EDF ne peut dépasser une<br />

valeur plafond, « égale à la moy<strong>en</strong>ne arithmétique sur les quarante-huit derniers mois du taux de<br />

l‟échéance constante à tr<strong>en</strong>te ans (TEC 30), constatée au jour de la clôture de l‟exercice<br />

considéré, majorée de 1 point »<br />

183

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

<strong>Le</strong>s Actifs Dédiés à EDF<br />

• Couverture des charges de démantèlem<strong>en</strong>t des<br />

c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s et de stockage & gestion à long<br />

terme des déchets radioactifs<br />

• Date de constitution du portefeuille fixée à l‟origine<br />

à juin 2011 et reportée <strong>en</strong> juin 2016<br />

• EDF a adopté <strong>en</strong> 2011, particulièrem<strong>en</strong>t au 2 ème<br />

semestre, une politique d‟investissem<strong>en</strong>t prud<strong>en</strong>te<br />

• Exposition réduite aux souverains malm<strong>en</strong>és<br />

• Allègem<strong>en</strong>t des positions sur les marchés actions<br />

Constitution du portefeuille au 31 décembre 2011<br />

En M€<br />

50% de RTE<br />

Obligations et<br />

fonds obligataires<br />

2 368<br />

7 508<br />

15 659<br />

5 783<br />

Actions et fonds<br />

communs de<br />

placem<strong>en</strong>t<br />

• Poids r<strong>en</strong>forcé des actifs <strong>en</strong> Trésorerie<br />

• <strong>Le</strong>s titres RTE affectés ont pleinem<strong>en</strong>t joué leur rôle<br />

d'amortisseur sur la performance globale<br />

2011<br />

R<strong>en</strong>tabilité (1)<br />

-0,52%<br />

184<br />

(1) Calculée chaque semestre comme la moy<strong>en</strong>ne des performances des deux sous-portefeuilles, pondérée par leur valeur initiale à comparer à- 0,1% pour le portefeuille<br />

de référ<strong>en</strong>ce (« b<strong>en</strong>chmark »)

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Cadre réglem<strong>en</strong>taire et objectifs des actifs dédiés<br />

• Objectifs<br />

• Couverture des provisions relatives au démantèlem<strong>en</strong>t des installations <strong>nucléaire</strong>s et au stockage longue durée des déchets radioactifs<br />

• Date de création du portfeuille d‟actifs dédiés <strong>en</strong> 2000<br />

• Cadre réglem<strong>en</strong>taire mis <strong>en</strong> place par la loi du 28 juin 2006 et de ses textes d‟accompagnem<strong>en</strong>t<br />

• Loi du 28 juin 2006<br />

• Un portefeuille d‟actifs dédiés a été constitué, dont la valeur doit au moins être égale au montant des provisions couvertes d‟ici à mi-2011<br />

initialem<strong>en</strong>t. L‟échéance a été repoussée à mi-2016 (avec les modifications <strong>en</strong>traînées par la loi NOME)<br />

• Post-2016, la valeur du portefeuille d‟actifs dédiés doit au moins être égal au montant des provisions couvertes. En cas de différ<strong>en</strong>ce, les<br />

autorités peuv<strong>en</strong>t imposer les mesures nécessaires à la correction de cette situation<br />

• Décret du 23 février 2007<br />

• <strong>Le</strong> décret liste les actifs éligibles à un apport au portefeuille d‟actifs dédiés, ainsi que leur pondération maximale au sein du portefeuille<br />

• Certaines classes d‟actifs <strong>en</strong> sont exclues<br />

• Il détaille la nom<strong>en</strong>clature des dép<strong>en</strong>ses à couvrir et fixe égalem<strong>en</strong>t un plafond au taux d‟actualisation pouvant être utilisé<br />

• Il spécifie égalem<strong>en</strong>t que l‟échéance (pas plus de trois ans) pour la mise <strong>en</strong> place de mesures correctives prévues par la loi doit pr<strong>en</strong>dre<br />

<strong>en</strong> compte les conditions économiques et le contexte de marché<br />

• Décret du 31 décembre 2010<br />

• Il autorise EDF à intégrer RTE (inclus dans le périmètre de consolidation du Groupe) dans le portefeuille d‟actifs dédiés<br />

185

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Base de calculs pour les Actifs Dédiés<br />

Provisions au 31 décembre 2011: 18,5 Mds€<br />

In Mds€<br />

Provisions au<br />

31 décembre 2011<br />

Actifs dédiés au<br />

31 décembre 2011<br />

RTE 2,4<br />

18,5<br />

dont coût de démantèlem<strong>en</strong>t des<br />

réacteurs à eau pressurisée= 9,7 Mds€<br />

Dont gestion long terme des déchets<br />

radioactifs = 6,7 Mds€<br />

15,7<br />

Autres actifs 13,3<br />

<strong>Le</strong> taux de couverture est de 84,7%. La loi du 28 juin 2006, comme am<strong>en</strong>dée par la loi<br />

NOME, requiert un taux de couverture d‟au moins 75% et fixe un objectif de 100% d‟ici 2016<br />

186

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

Que couvre la gestion à long terme des déchets<br />

radioactifs?<br />

CSPE<br />

• <strong>Le</strong> transport et le stockage des déchets radioactifs issus du démantèlem<strong>en</strong>t des installations<br />

<strong>nucléaire</strong>s<br />

• <strong>Le</strong> transport et le stockage des déchets radioactifs issus du traitem<strong>en</strong>t du combustible irradié<br />

à la Hague<br />

• <strong>Le</strong> stockage longue durée et le stockage direct du combustible usé non recyclable à l‟échelle<br />

industrielle dans les installations existantes<br />

• La quote-part d‟EDF des charges d‟études, de couverture, de fermeture de surveillance des<br />

c<strong>en</strong>tres de stockage:<br />

• C<strong>en</strong>tres existants pour les déchets de très faible, faible et moy<strong>en</strong>ne activité (TFA et FMA)<br />

• C<strong>en</strong>tres à créer pour les déchets de faible activité vie longue et les déchets de haute et moy<strong>en</strong>ne activité<br />

à vie longue (HA-MAVL)<br />

187

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong> <strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Provisions <strong>nucléaire</strong>s EDF SA : 29,2 milliards d’€<br />

En millions d’€<br />

31 déc. 2010 Utilisations<br />

Dotations<br />

nettes<br />

Désactualisation<br />

Autres<br />

Variations<br />

31 déc. 2011<br />

Provisions pour aval du cycle <strong>nucléaire</strong><br />

Total 15 360 (690) 410 760 25 15 865<br />

Provisions pour gestion du combustible usé 8 852 (540) 374 438 19 9 143<br />

Provisions pour gestion à long terme des déchets radioactifs 6 508 (150) 36 322 6 6 722<br />

Provisions pour déconstruction et dernier coeur<br />

Total 12 937 (224) 11 647 7 13 378<br />

Provisions pour déconstruction<br />

des c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s<br />

11 031 (224) 0 552 7 11 366<br />

Provisions pour derniers cœurs 1 906 - 11 95 - 2 012<br />

TOTAL NUCLEAIRE 28 297 (914) 421 1 407 32 29 243<br />

188

<strong>Finance</strong><br />

Périmètre de la CSPE (Contribution aux Charges de<br />

Service Public de l’Electricité)<br />

La CSPE couvre 3 missions de service public différ<strong>en</strong>tes :<br />

• <strong>Le</strong>s pertes de recettes et surcoûts liés à la participation d‟EDF au Tarif de Première Nécessité (TPN) aux<br />

personnes <strong>en</strong> situation de précarité<br />

• Population concernée:<br />

• 777 000 cli<strong>en</strong>ts <strong>en</strong> 2010 pour le TPN<br />

• 200 000 cli<strong>en</strong>ts <strong>en</strong> 2010 pour le FSL*<br />

• <strong>Le</strong>s surcoûts de production dans les zones non interconnectées (Corse et DOM-TOM) non couvertes par la<br />

part énergie des tarifs réglem<strong>en</strong>tés<br />

• L‟électricité est v<strong>en</strong>due dans les zones non interconnectées au même prix qu‟<strong>en</strong> <strong>France</strong> métropolitaine alors que les<br />

coûts de production sont significativem<strong>en</strong>t plus élevés.<br />

• <strong>Le</strong>s obligations d‟achat<br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong><br />

<strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

• Conçues à l‟origine pour les unités de cogénération, elles ont <strong>en</strong>suite été ét<strong>en</strong>dues aux volumes de production<br />

d‟électricité issus de sources d‟énergies r<strong>en</strong>ouvelables (principalem<strong>en</strong>t éoli<strong>en</strong> et photovoltaïque).<br />

CSPE<br />

189<br />

(1)<br />

Fonds de Solidarité pour le Logem<strong>en</strong>t

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong><br />

<strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

<strong>Le</strong>s principes et les hausses annoncées de la CSPE<br />

• La contribution aux charges de service public de l‟électricité (CSPE) :<br />

• Est prélevée auprès du consommateur via une ligne « autres prestations» figurant sur la facture<br />

• Est collectée par les opérateurs de réseaux et les fournisseurs d‟électricité<br />

• Est augm<strong>en</strong>tée périodiquem<strong>en</strong>t : « À défaut d’un arrêté fixant le montant de la contribution due pour une année donnée avant le<br />

31 décembre de l’année précéd<strong>en</strong>te, le montant proposé par la Commission de régulation de l’énergie <strong>en</strong> application de l’alinéa<br />

précéd<strong>en</strong>t <strong>en</strong>tre <strong>en</strong> vigueur le 1er janvier, dans la limite toutefois d’une augm<strong>en</strong>tation de 0,003 €/KWh par rapport au montant applicable<br />

avant cette date». La hausse du 1 janvier 2012 est scindée <strong>en</strong> deux : 0,0015€/KWh <strong>en</strong> juillet 2011 et 0,0015€/KWh <strong>en</strong> juillet 2012<br />

9 €/MWh<br />

10,5 €/MWh<br />

7,5 €/MWh<br />

4,5€/MWh<br />

1 er janvier<br />

31 juillet 1 er juillet<br />

2010 2011<br />

2012<br />

190

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong><br />

<strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Composantes principales de la CSPE pour EDF<br />

In €M 2011 2010 2009<br />

Obligations d‟achat (1) 2 244 63% 1 599 61% 1 541 58%<br />

Autres (2) 1 312 37% 1 006 39% 1 123 42%<br />

Total CSPE<br />

3 556 2 605 2 664<br />

• La CSPE dans les DOM et <strong>en</strong> Corse varie avec les achats d‟énergie et de combustibles, le<br />

coût de remplacem<strong>en</strong>t des anci<strong>en</strong>nes c<strong>en</strong>trales de production d‟électricité et les volumes<br />

d‟obligations d‟achat<br />

• La croissance de la CSPE est liée aux obligations d‟achat qui pr<strong>en</strong>n<strong>en</strong>t <strong>en</strong> compte le<br />

développem<strong>en</strong>t du photovoltaïque<br />

191<br />

(1) <strong>Le</strong>s obligations d’achat compr<strong>en</strong>n<strong>en</strong>t l’électricité produite à partir de: hydraulique inférieure à 12 MW, biomasse, éoli<strong>en</strong>, photovoltaïque, cogénération, valorisation des<br />

déchets ménagers et énergies de récupération , à l’exception de la Corse et des DOM<br />

(2) <strong>Le</strong>s surcoûts de production et les obligations d’achat <strong>en</strong> corse et dans les DOM, le Tarif de Première Nécessité (TPN) et le Fonds de Solidarité pour le Logem<strong>en</strong>t (FSL)

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong><br />

<strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Evolution des obligations d’achats et de la CSPE<br />

Principle : la CSPE (1) comp<strong>en</strong>se l‟écart <strong>en</strong>tre le coût des obligations d‟achats et le prix de marché spot<br />

La CSPE collectée ne couvre pas l‟augm<strong>en</strong>tation du coût des obligations d‟achat<br />

Périmètre= EDF SA hors SEI<br />

Coût des obligations<br />

d‟achats<br />

Surcoûts des<br />

obligations<br />

d‟achat<br />

Coût des<br />

Obligations<br />

d‟Achats net<br />

de CSPE<br />

2 320 M€<br />

CSPE<br />

1 125M€<br />

1 195 M€<br />

2 704 M€<br />

CSPE<br />

919 M€<br />

69,3 €/MWh<br />

1 785 M€<br />

2 822 M€<br />

CSPE<br />

1 541 M€<br />

45,1 €/MWh 43 €/MWh<br />

1 281 M€<br />

3 190 M€<br />

CSPE<br />

1 574 M€<br />

47,5 €/MWh<br />

1 616 M€<br />

4 028 M€ (2)<br />

CSPE<br />

2 244 M€<br />

48,9 €/MWh<br />

1 784 M€<br />

Prix de marché<br />

2007 2008 2009 2010 2011<br />

192<br />

(1)<br />

La CSPE comp<strong>en</strong>se égalem<strong>en</strong>t les coûts de production <strong>en</strong> Corse et dans les DOM et le TPN<br />

(2)<br />

+ 600 M€ d’achat du photovoltaïque et +100 M€ d’achat d’éoli<strong>en</strong> vs.2010

Commerce <strong>Finance</strong> Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong><br />

<strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

La CSPE dans les comptes du Groupe EDF à fin 2011<br />

• Compte de résultat<br />

• Comptabilisée <strong>en</strong> « autres produits et charges opérationnels (1) » pour 3 556 M€<br />

(<strong>en</strong> subv<strong>en</strong>tion d‟exploitation)<br />

• En EBITDA, comp<strong>en</strong>se le surcoût des missions de service public concernées<br />

• Bilan<br />

• Enregistrée dans le fonds de roulem<strong>en</strong>t sous «autres créances» pour 3 821 M€ pour les charges<br />

<strong>en</strong>courues par EDF SA et non <strong>en</strong>core remboursées par la CSPE<br />

• Augm<strong>en</strong>te l‟<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t financier net à due concurr<strong>en</strong>ce<br />

• A fin 2012 le déficit prévisionnel <strong>en</strong>registré dans le fond de roulem<strong>en</strong>t serait compris<br />

<strong>en</strong>tre 4,4 et 4,6 Md€<br />

• Tableau des flux de trésorerie<br />

• Fonds collectés : 2 547 M€<br />

• Augm<strong>en</strong>tation du besoin <strong>en</strong> fonds de roulem<strong>en</strong>t : 1 009 M€<br />

193<br />

(1) Cf. note 7 des comptes consolidés 2011

<strong>Finance</strong><br />

Données historiques Rationalisation du Groupe Profil d'<strong>en</strong>dettem<strong>en</strong>t <strong>d'EDF</strong><br />

<strong>Le</strong>s provisions <strong>nucléaire</strong>s<br />

CSPE<br />

Impact de la CSPE sur les états financiers d’EDF<br />

En millions d’€ 2009 2010 2011<br />

P&L<br />

Surcoûts/Manque à gagner constatés<br />

(2 664)<br />

(2 605)<br />

(3 556)<br />

Subv<strong>en</strong>tion d’exploitation “autres produits et charges<br />

opérationnels”<br />

EBITDA<br />

2 664<br />

Neutre<br />

2 605<br />

Neutre<br />

3 556<br />

Neutre<br />

Bilan<br />

Créance (Charges – CSPE facturée)<br />

1 844<br />

2 812<br />

3 821<br />

“ Autres débiteurs”<br />

Dette (CSPE sur énergie livrée non <strong>en</strong>core facturée) ;<br />

“Autres créditeurs”<br />

(303)<br />

(344)<br />

(579)<br />

Flux de trésorerie<br />

Recettes perçues<br />

Augm<strong>en</strong>tation de BFR (variation créance)<br />

1 585<br />

1 079<br />

1 637<br />

968<br />

2 547<br />

1 009<br />

<strong>Le</strong> déficit du mécanisme est à la charge d‟EDF et est déterminé sur la base de l‟énergie livrée. Il <strong>en</strong>g<strong>en</strong>dre une créance à l‟Actif<br />

intégrant la CSPE facturée et une dette au Passif au titre de la CSPE sur l‟énergie livrée et restant à facturer.<br />

194

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Mix énergétique europé<strong>en</strong> 2010<br />

TWh<br />

Autriche*<br />

Belgique<br />

Danemark*<br />

Finlande<br />

<strong>France</strong><br />

Allemagne<br />

Grèce*<br />

Irlande<br />

Italie<br />

Luxembourg*<br />

Pays-Bas<br />

Pologne*<br />

Portugal*<br />

Espagne<br />

Suède<br />

RU 374.4<br />

% 0 20 40 60 80 100<br />

3.6<br />

36.3<br />

29.7<br />

46.0<br />

66.5<br />

71.0<br />

56.4<br />

90.4<br />

111.6<br />

137.<br />

154.6<br />

289.9<br />

297.7<br />

541.8<br />

593.0<br />

Nucléaire<br />

Hydro<br />

Eoli<strong>en</strong><br />

Gaz<br />

Pétrole<br />

Charbon/Lignite<br />

Autre<br />

Total Production d‟élec.<br />

196<br />

Source: Enerdata, 2010<br />

* 2008

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Un marché europé<strong>en</strong> de l'énergie <strong>en</strong>core divisé <strong>en</strong><br />

"plaques électriques" – prix moy<strong>en</strong> <strong>en</strong> 2010-<br />

Niveau de capacités commerciales disponibles<br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Annexes<br />

€48,2/MWh<br />

2 000<br />

€44,5/MWh<br />

€45,5/MWh<br />

2 400<br />

2400<br />

2 300<br />

2 000<br />

3 400 3 200<br />

2 700<br />

€47,5/MWh 1 100<br />

3 200<br />

500<br />

995<br />

1 300<br />

2 575<br />

€44,5/MWh<br />

€64,3/MWh<br />

• Des zones de marché<br />

interconnectées mais distinctes<br />

• Interconnexions:<br />

Capacités Commerciales pour l‟hiver<br />

2010-11(<strong>en</strong> MW, source ENTSOe)<br />

• Price: moy<strong>en</strong>ne des prix spot (base<br />

2010) pour la <strong>France</strong>, l‟Allemagne<br />

(Epex), le R-U (EDFT), l‟Espagne<br />

(OMEL), les Pays-Bas (APX) et l‟Italie<br />

(GME)<br />

197

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie<br />

et sa stratégie<br />

Augm<strong>en</strong>tation prévue des capacités<br />

d’interconnexion<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

• Interconnexions additionnelles<br />

Amélioration<br />

• <strong>France</strong> Espagne:<br />

Baixas-Sta Llogaia<br />

(RTE – Projet INELFE)<br />

Amélioration<br />

• <strong>France</strong> Italie<br />

Cornier Piossasco<br />

Grande Ile Piossasco<br />

(TERNA)<br />

• Amélioration<br />

2014<br />

1 400<br />

1 400<br />

1 000<br />

+600<br />

1 000<br />

+600<br />

Amélioration<br />

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Détermination du prix spot<br />

• Dans la majorité des pays europé<strong>en</strong>s, les prix spot de l‟électricité pour le jour suivant sont établis <strong>en</strong> se basant sur<br />

l‟échange:<br />

• Chaque producteur détermine le ratio prix-quantité qu‟il veut v<strong>en</strong>dre et le transmet à l‟opérateur de marché<br />

• L‟opérateur de marché réunit toutes les offres des producteurs pour augm<strong>en</strong>ter le prix<br />

• La même chose est faite au niveau de la demande<br />

• <strong>Le</strong> prix spot de l‟électricité pour le jour suivant est déterminé <strong>en</strong> pr<strong>en</strong>ant l‟intersection <strong>en</strong>tre la courbe de l‟offre et de la demande (ici,<br />

considérée comme étant inélastique au prix)<br />

€/MWh<br />

Demande<br />

150<br />

120<br />

90<br />

60<br />

30<br />

Prix = €60/MWh < €65/MWh<br />

Production<br />

“fatale”<br />

Production <strong>nucléaire</strong><br />

gaz<br />

charbon<br />

Hydro<br />

pétrole<br />

Courbe d‟offre de certains<br />

producteurs d‟électricité dans un<br />

pays donné (ex. <strong>France</strong>)<br />

0<br />

2,500 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 87,500<br />

199

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Historique des prix spot (<strong>France</strong>)<br />

• La détermination du prix spot est donc liée à plusieurs facteurs:<br />

• Niveau de la demande<br />

• Disponibilité des flottes de production et gestion de la demande<br />

• Prix des combustibles fossiles<br />

• Mix énergétique du pays<br />

Prix spot depuis 2009 (moy<strong>en</strong>ne mouvante 7 jours)<br />

140<br />

120<br />

100<br />

80<br />

60<br />

40<br />

Vague froide<br />

Reprise de l‟activité post été<br />

Hausse de la demande<br />

Montée des<br />

températures<br />

Et baisse de la<br />

demande<br />

Vagues de chaleur<br />

Pic de prix du 19 octobre<br />

Vagues de froid<br />

Vague de chaleur<br />

Reprise de<br />

l‟activité post été<br />

Vagues de froid<br />

20<br />

0<br />

Plus faible disponibilité de la flotte de production<br />

Dét<strong>en</strong>te de l‟équilibre offre/demande<br />

01/01/2009 01/03/2009 01/05/2009 01/07/2009 01/09/2009 01/11/2009 01/01/2010 01/03/2010 01/05/2010 01/07/2010 01/09/2010 01/11/2010 01/01/2011 01/03/2011<br />

Source: Powernext<br />

200

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Prix de l’électricité <strong>en</strong> Europe<br />

Prix spot Baseload <strong>en</strong> €/MWh, moy<strong>en</strong>ne sur 7 jours<br />

100<br />

50<br />

0<br />

Jan 09 Jan 10 Jan 11<br />

Prix spot pointe <strong>en</strong> €/MWh, moy<strong>en</strong>ne sur 7 jours<br />

140<br />

<strong>France</strong>, Powernext<br />

Allemagne, EEX<br />

R-U, EDFT<br />

Italie, GME<br />

70<br />

0<br />

Jan 09 Jan 10 Jan 11<br />

201

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Prix Forward à 1 an de la base <strong>en</strong> Europe<br />

€/MWh<br />

64<br />

60<br />

56<br />

52<br />

48<br />

44<br />

Electricité – contrat<br />

annuel base<br />

R-U (ICE)<br />

Electricité - contrat<br />

annuel base<br />

<strong>France</strong> (EDP)<br />

Electricité - contrat<br />

annuel base<br />

Allemagne (EDP)<br />

40<br />

01/2009 07/2009 01/2010 07/2010 12/2010<br />

202

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Prix Forward à 2 ans de la base <strong>en</strong> Europe<br />

€/MWh<br />

64<br />

60<br />

56<br />

52<br />

48<br />

44<br />

Electricité-contrat<br />

base deux ans<br />

auparavant<br />

R-U (ICE)<br />

Electricité-contrat<br />

base deux ans<br />

auparavant<br />

<strong>France</strong> (EDP)<br />

Electricité-contrat<br />

base deux ans<br />

auparavant<br />

Allemagne (EDP)<br />

40<br />

01/2010 04/2009 07/2010 11/2010 12/2010<br />

203

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Prix gaz & pétrole<br />

$/bl<br />

160<br />

£/therm<br />

1,200<br />

120<br />

Br<strong>en</strong>t ($/baril)(ICE)<br />

0,900<br />

80<br />

0,600<br />

40<br />

Gaz naturel NBP (£/therm)<br />

0,300<br />

0<br />

2002 2004 2006 2008<br />

2010<br />

0<br />

204

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Prix des quotas d’émission de CO 2<br />

€/t<br />

16<br />

14<br />

12<br />

CO2 – contrat annuel – période 2008 – 2012 (ECX)<br />

10<br />

8<br />

01/2009 07/2009 01/2010 07/2010<br />

12/2010<br />

205

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Cal<strong>en</strong>drier financier<br />

10 mai 2012 Chiffre d’affaires (1er trimestre 2012)<br />

24 mai 2012<br />

Assemblée Générale des Actionnaires<br />

L'<strong>en</strong>treprise <strong>en</strong>visage actuellem<strong>en</strong>t de proposer au Conseil<br />

d'Administration <strong>d'EDF</strong> de convoquer l'Assemblée générale des<br />

actionnaires le 24 mai 2012<br />

31 juillet 2012<br />

Résultats semestriels 2012<br />

13 novembre 2012<br />

Chiffre d’affaires (3ème trimestre 2012)<br />

207

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (1/11)<br />

208<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Fess<strong>en</strong>heim 1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Fess<strong>en</strong>heim 2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Bugey 2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Bugey 3 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Bugey 4 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Bugey 5 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dampierre 1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Gravelines 1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Gravelines 2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Tricastin 1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Tricastin 2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dampierre 2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dampierre 3 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dampierre 4 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Tricastin 3 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Tricastin 4 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Gravelines 3 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Gravelines 4 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blayais 1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blayais 2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blayais 3 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blayais 4 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF St Laur<strong>en</strong>t 1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF St Laur<strong>en</strong>t 2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Chinon B1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cruas 1 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Chinon B2 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cruas 2 NUKE 900 oui 100% Société mère

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (2/11)<br />

209<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Gravelines 5 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Gravelines 6 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cruas 3 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cruas 4 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Chinon B3 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Chinon B4 NUKE 900 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Paluel 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Paluel 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Paluel 3 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Paluel 4 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF St Alban 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Flamanville 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF St Alban 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Flamanville 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Catt<strong>en</strong>om 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Catt<strong>en</strong>om 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Nog<strong>en</strong>t 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Belleville 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Belleville 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Nog<strong>en</strong>t 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF P<strong>en</strong>ly 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Catt<strong>en</strong>om 3 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Golfech 1 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Catt<strong>en</strong>om 4 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF P<strong>en</strong>ly 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Golfech 2 NUKE 1300 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Chooz B1 NUKE 1450 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Chooz B2 NUKE 1450 oui 100% Société mère<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (3/11)<br />

210<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Civaux 1 NUKE 1500 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Civaux 2 NUKE 1500 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF <strong>Le</strong> Havre 1 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF <strong>Le</strong> Havre 2 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF <strong>Le</strong> Havre 4 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Bouchain 1 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Vitry sur Seine 3 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Vitry sur Seine 4 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Porcheville 1 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Porcheville 2 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Porcheville 3 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Porcheville 4 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dirinon 1 THF 85 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dirinon 2 THF 85 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Br<strong>en</strong>nilis 2 THF 125 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Br<strong>en</strong>nilis 3 THF 85 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Br<strong>en</strong>nilis 4 THF 85 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF G<strong>en</strong>nevilliers THF 210 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Vaires sur Marne 1 THF 185 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Vaires sur Marne 2 THF 185 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Vaires sur Marne 3 THF 185 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Arrighi 1 THF 125 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Arrighi 2 THF 125 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Montereau 1 THF 185 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Montereau 2 THF 185 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cordemais 2 THF 700 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cordemais 3 THF 700 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cordemais 4 THF 600 oui 100% Société mère<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

211<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (4/11)<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Cordemais 5 THF 600 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blénod 2 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blénod 3 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blénod 4 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Blénod 5 THF 430 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Vitry sur Seine 3 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Vitry sur Seine 4 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF La Maxe 1 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF La Maxe 2 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Aramon 1 THF 700 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Aramon 2 THF 700 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Martigues 1 THF<br />

250 (projet de<br />

transformation des<br />

trois tranches fioul <strong>en</strong><br />

deux CCGT de<br />

Martigues de 465 MW<br />

chacun. D'où arrêt de 2<br />

oui 100% Société mère<br />

tranches sur les 3, et<br />

mise <strong>en</strong> service<br />

att<strong>en</strong>due des CCGT <strong>en</strong><br />

2012)<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Martigues 2 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Martigues 3 THF 250 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF G<strong>en</strong>nevilliers THF 203 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dirinon 1 THF 85 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> <strong>France</strong> EDF Dirinon 2 THF 85 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Corse EDF <strong>Le</strong> Vazzio THF 136,5 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Corse EDF Lucciana THF 55 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Corse EDF Lucciana THF 76 oui 100% Société mère<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (5/11)<br />

212<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Kourou THF 22 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Maripasoula THF 1 830 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Régina THF 170 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Saül THF 100 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Apatou THF 850 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Grand Santi THF 605 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Apagui THF 40 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Monfina THF 40 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Papaïchton THF 1 075 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Camopi THF 285 kVa oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Saint-Georges THF 1 930 kVA oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Ouanary THF 170 kVA oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Dégrad des Cannes THF 42 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guyane EDF Dégrad des Cannes THF 42 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Energies Saint-Martin THF 14,3 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Saint-Martin THF 39 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Saint-Barthélémy THF 23,1 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF <strong>Le</strong> Moule THF 64 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Energies Antilles THF 16 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Jarry Nord THF 167,2 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Jarry Sud THF 102 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF La Désirade THF 0,9 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Terre de Bas THF 2 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Guadeloupe EDF Folle Anse THF 7,1 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Martinique EDF Pointe des Carrières THF 81 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Martinique EDF Pointe des Carrières THF 48 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Martinique EDF SARA THF 4,8 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Martinique EDF Galion THF 40 oui 100% Société mère<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (6/11)<br />

213<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

<strong>France</strong> (SEI) Martinique EDF Bellefontaine THF 199 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Martinique EDF Bellefontaine THF 23 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) St-Pierre et Miquelon EDF Miquelon THF 6 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) St-Pierre et Miquelon EDF St-Pierre THF 21 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Réunion EDF <strong>Le</strong> Port THF 125 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Réunion EDF <strong>Le</strong> Port THF 60 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Réunion EDF <strong>Le</strong> Gol THF 110 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (SEI) Réunion EDF Bois Rouge THF 100 oui 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (PEI) Réunion EDF Port Est THF 220 Non 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (PEI) Corse EDF Lucciana B THF 128 Non 100% Société mère<br />

<strong>France</strong> (PEI) Martinique EDF Bellefontaine B THF 220 Non 100% Société mère<br />

<strong>France</strong>(PEI) Guadeloupe EDF Pointe-Jarry THF 220 Non 100% Société mère<br />

UK UK EDF Energy Hinkley Point B Nuke 870 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Hunterston B Nuke 890 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Dung<strong>en</strong>ess B Nuke 1 040 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Heysham 1 Nuke 1 160 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Hartlepool Nuke 1 190 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Torness Nuke 1 205 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Heysham 2 Nuke 1 210 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Sizewell B Nuke 1 191 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Hinkley Point C Nuke 1 600 Non 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Sizewell C Nuke 1 600 Non 80% IG<br />

UK UK EDF Energy West Burton THF 2 052 Oui 80% IG<br />

UK UK EDF Energy West Burton B THF 1 311 Non 80% IG<br />

UK UK EDF Energy Cottam THF 2 000 Oui 80% IG<br />

Italie Italie Edison San Quirico THF 137 Oui 48,96 IP<br />

Italie Italie Edison Porto Viro THF 141 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Porcari THF 97 Oui 48,96 IG<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (7/11)<br />

214<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

Italie Italie Edison Milazzo THF 152 Oui 29,376 IG<br />

Italie Italie Edison Jesi THF 148 Oui 34,272 IG<br />

Italie Italie Edison Bussi sul Tirino THF 133 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Sesto san Giovanni THF 50 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Marghera Azotati THF 249 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Marghera <strong>Le</strong>vante THF 256 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Piombino CET 2 Ise THF 60 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Marghera <strong>Le</strong>vante THF 480 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Sarmato THF 176 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Terni THF 98 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Verzuolo THF 115 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Sesto San giovanni THF 63 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Candela THF 384 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Altomonte THF 784 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Torviscosa THF 794 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Simeri Crichi THF 852 Oui 48,96 IG<br />

Italie Italie Edison Cologno Monzese THF 49 Oui 31,824 IG<br />

Italie Italie Edison Piombino CET 3 Ise THF 185 Oui 48,96 IG<br />

Italie Brésil Edison Ibiritè THF 226 Oui 50 IP<br />

Italie Grèce Edison T-Power THF 389 Oui 50 IP<br />

Italie Grèce Edison Thisvi THF 420 Oui 50 IG<br />

Autre international Chine TNPJVC Taishan phase 1 & 2 Nuke 3500 Non 30 MEE<br />

Autre international Chine DSPC San M<strong>en</strong> Xia Nuke 1200 Oui 35 MEE<br />

Autre international Chine SZPC Shih<strong>en</strong>g THF 1200 Oui 19,6 MEE<br />

Autre international Chine SZPC Heze II THF 600 Oui 19,6 MEE<br />

Autre international Chine SZPC Liaoch<strong>en</strong>g THF 1200 Oui 19,6 MEE<br />

Autre international Chine Figlec Laibin B THF 720 oui 100 IG<br />

Autre international Vietnam MECO Phu My 2-2 THF 715 Oui 56,25 IG<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

215<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (8/11)<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

Autre international USA CENG R.E. Ginna Nuke 581 Oui 49,9 IP<br />

Autre international USA CENG Calvert Cliff 1 Nuke 855 Oui 49,9 IP<br />

Autre international USA CENG Calvert Cliff 2 Nuke 850 Oui 49,9 IP<br />

Autre international USA CENG Nine Mile Point Nuke 620 Oui 49,9 IP<br />

Autre international USA CENG Nine Mile Point 2 Nuke 1138 Oui 49,9 IP<br />

Autre international USA EDF Trading Energia THF 82 Oui 100 IG<br />

Autre international USA CEG Conemaugh steam turbine THF 1711 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Fore river THF 801 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG HA Wagner THF 414,7 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Perryman THF 353 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG West Valley THF 200 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG ACE THF 104 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Norther Prairie THF 93 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Rio Bravo Jasmin THF 39 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG HA Wagner THF 16 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Colorado B<strong>en</strong>d THF 825 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Quail Run Energy THF 825 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Riverside THF 135 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Philadelphia Road THF 60 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG Sunnyside Cog<strong>en</strong>eration THF 50 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international USA CEG CP Crane Oil THF 16 Oui 7,2 N/A<br />

Autre international Suisse Alpiq Monthel (Electricité) THF 55 Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Suisse Alpiq Monthel (Chaleur) THF 43 MWth Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Suisse Alpiq Gosg<strong>en</strong> Nuke 985 Oui 10,424 MEE<br />

Autre international Suisse Alpiq <strong>Le</strong>ibstadt Nuke 1165 Oui 8,44344 MEE<br />

Autre international <strong>France</strong> Alpiq Bayet THF 408 Oui 26,06 MEE<br />

Autre international <strong>France</strong> Alpiq Monchy-au-bois THF 420 Non 26,06 MEE<br />

Autre international Allemagne Alpiq Spreetal THF 55 Oui 26,06 MEE<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (9/11)<br />

216<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

Autre international Espagne Alpiq Plana del v<strong>en</strong>t THF 400 Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Italie Alpiq San Severo THF 400 Oui 15,636 MEE<br />

Autre international Italie Alpiq Biella power THF 20 Oui 15,636 MEE<br />

Autre international Italie Alpiq Novel THF 100 Oui 13,2906 MEE<br />

Autre international Italie Alpiq Vercelli THF 50 Oui 24,757 MEE<br />

Autre international Republique tcheque Alpiq Kladno (Electricité) THF 388 Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Republique tcheque Alpiq Kladno (Chaleur) THF 272 MWth Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Republique tcheque Alpiq Kladno II THF 45 Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Republique tcheque Alpiq Zlin (Electricité) THF 66 Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Republique tcheque Alpiq Zlin (Chaleur) THF 377 MWth Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Hongrie Alpiq Csepel (Electricité) THF 403 Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Hongrie Alpiq Csepel (Chaleur) THF 326 MWth Oui 26,06 MEE<br />

Autre international Pologne EDF International Rybnik1 THF 1775 Oui 97,34 IG<br />

Autre international Pologne EDF International Kog<strong>en</strong>eracja (Electricité) THF 363 Oui 50 (50% + 1 action) IG<br />

Autre international Pologne EDF International Kog<strong>en</strong>eracja (Chaleur) THF 1124 MWth Oui 50 (50% + 1 action) IG<br />

Autre international Pologne EDF International EC Wybreze (Electricité) THF 331 Oui 99,7 IG<br />

Autre international Pologne EDF International EC Wybreze (Chaleur) THF 1199 MWth oui 99,7 IG<br />

Autre international Pologne EDF International EC Krakow (Electricité) THF 460 Oui 94,31 IG<br />

Autre international Pologne EDF International EC Krakow (Chaleur) THF 1118 MWth Oui 94,31 IG<br />

Autre international Pologne EDF International EC Zielona Gora (Electricité) THF 221 oui 39,93 IG<br />

Autre international Pologne EDF International EC Zielona Gora (Chaleur) THF 296 MWth oui 39,93 IG<br />

Autre international Pologne EDF International Rybnik2 THF 900 Non 98,4 IG<br />

Autre International Brésil UTE Norte-Flumin<strong>en</strong>se UTE Norte-Flumin<strong>en</strong>se THF 869 oui 90,00% IG<br />

Autre International Espagne Elcogas Puertollano THF 320 oui 31,48% IP<br />

Autre International Autriche ESTAG FHKW Graz THF 57 oui 25,00% IP<br />

Autre International Autriche ESTAG CMST THF 25 oui 25,00% IP<br />

Autre International Autriche ESTAG STGW Blockheizkraftwerke THF 14 oui 25,00% IP<br />

Autre International Belgique EDF Belgium Tihange 1 NUKE 962 oui 50,00% N/A 50<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation

217<br />

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (10/11)<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

<strong>Finance</strong><br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Tihange 2 NUKE 1008 oui 10,19% 10,19 N/A<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Tihange 3 NUKE 1015 oui 10,19% 10,19 N/A<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Doel 3 NUKE 1006 oui 10,19% 10,19 N/A<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Doel 4 NUKE 985 oui 10,19% 10,19 N/A<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Monsin THF 73,7 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Harelbeke THF 83 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus HAM-G<strong>en</strong>t Wkk THF 55 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Ham31 THF 55 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Ham32 THF 55 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Angleur TGV3 THF 117 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Angleur TG41 THF 63 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Angleur TG42 THF 63 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Ringvaart THF 357 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Seraing THF 485 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Ham THF 116 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus IZEGEM THF 22 oui 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Navagne THF 890 non 63,50% IG<br />

Autre International Belgique EDF Luminus Evergem THF 890 non 63,50% IG<br />

Autre International Pays-Bas SLOE C<strong>en</strong>trale BV Sloe C<strong>en</strong>trale THF 870 oui 50% IP<br />

Autre International Hongrie BE ZRt Kel<strong>en</strong>föld THF 196 oui 95,60% IG<br />

Autre International Hongrie BE ZRt Kispest THF 114 oui 95,60% IG<br />

Autre International Hongrie BE ZRt Újpest THF 110 oui 95,60% IG<br />

Autres activités Belgique EDF EN Marche-<strong>en</strong>-Fam<strong>en</strong>ne Biogaz 0,03 Oui 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN La Ciotat Biogaz 1,2 Oui 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Chagny Biogaz 1,2 Oui 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN St Laur<strong>en</strong>t de Cognac - Revico Energies Biogaz 0,8 Oui 50 IP<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Orange - Delta dechets Biogaz 1 Oui 100 IG<br />

Autres activités Etats-Unis EDF EN Beacon Biogaz 50 Oui 100 IG<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Données de<br />

marché<br />

Participation EDF (%)<br />

Annexes<br />

Consolidation

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Liste des actifs thermiques classiques et <strong>nucléaire</strong>s (11/11)<br />

Segm<strong>en</strong>t Pays Société Nom<br />

Moy<strong>en</strong> de<br />

production<br />

Capacité (MW) (Brut)<br />

Mise <strong>en</strong><br />

service<br />

Participation EDF (%)<br />

Consolidation<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN LDC Biogaz 0,3 Oui 51 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Calitom Biogaz 0,8 Oui 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Ikos - Fresnoy Folny Biogaz 0,9 Oui 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Semag - Gardanne Biogaz 0,8 Oui 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Gizay Biogaz 0,8 Oui 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Cogeri THF 19,2 Oui 35 MEE<br />

Autres activités Espagne EDF EN Luc<strong>en</strong>a - Cog<strong>en</strong>eration THF 12,8 Oui 70 IG<br />

Autres activités Espagne EDF EN Luc<strong>en</strong>a - Biomasse Biomasse 13,2 Oui 70 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Ikos - Bimont Biogaz 0,78 Non 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Val<strong>en</strong>sole Biogaz 0,6 Non 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN <strong>Le</strong>ly - Gr<strong>en</strong>oble Biogaz 2 Non 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN SMD3 - St Laur<strong>en</strong>t des Hommes Biogaz 0,6 Non 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN Valdis - Issé Biogaz 2,13 Non 100 IG<br />

Autres activités <strong>France</strong> EDF EN ORC Biogaz 0,25 Non 100 IG<br />

218

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Glossaire (1/6)<br />

• ANDRA: La loi du 30 décembre 1991 a créé un établissem<strong>en</strong>t public à caractère industriel et commercial, l‟Ag<strong>en</strong>ce nationale pour la<br />

gestion des déchets radioactifs (ANDRA), <strong>en</strong> charge de la gestion à long terme des déchets radioactifs. À ce titre, l‟ag<strong>en</strong>ce, placée sous la<br />

tutelle des Ministres de l‟Industrie, de la Recherche et de l‟Environnem<strong>en</strong>t, a notamm<strong>en</strong>t mis <strong>en</strong> service les c<strong>en</strong>tres de stockage de l‟Aube<br />

pour la gestion à long terme des déchets à vie courte.<br />

• APE: L'Ag<strong>en</strong>ce des participations de l'Etat est un service à compét<strong>en</strong>ce nationale rattaché directem<strong>en</strong>t au ministre chargé de l'économie.<br />

Sa mission est d'exercer la fonction de l'Etat actionnaire <strong>en</strong> veillant aux intérêts patrimoniaux de l'Etat dans la gestion de ses participations<br />

financières.<br />

• Architecte-<strong>en</strong>semblier: Pour EDF, la notion d‟architecte <strong>en</strong>semblier recouvre la maîtrise: de la conception et du fonctionnem<strong>en</strong>t des<br />

c<strong>en</strong>trales; de l‟organisation des projets de développem<strong>en</strong>t ;du planning de réalisation et du coût de construction ;des relations avec<br />

l‟Autorité de Sûreté Nucléaire ;de l‟intégration directe du retour d‟expéri<strong>en</strong>ce d‟exploitation. <strong>Le</strong> rôle d‟architecte-<strong>en</strong>semblier assure à EDF la<br />

maîtrise de sa politique industrielle de conception, deconstruction et d‟exploitation de son <strong>parc</strong> de c<strong>en</strong>trales.<br />

• ARENH: Accès Régulé à l‟Electricité Nucléaire Historique<br />

• ASN (Autorité de Sûreté Nucléaire): L‟ASN assure, au nom de l‟État, le contrôle de la sûreté <strong>nucléaire</strong> et de la radioprotection <strong>en</strong> <strong>France</strong><br />

pour protéger les travailleurs, les pati<strong>en</strong>ts, le public et l‟<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t des risques liés à l‟utilisation du <strong>nucléaire</strong>. Elle est <strong>en</strong> charge<br />

notamm<strong>en</strong>t du contrôle externe des installations <strong>nucléaire</strong>s <strong>en</strong> <strong>France</strong>. L‟ASN est une autorité administrative indép<strong>en</strong>dante de plus de 300<br />

personnes. L‟ASN est représ<strong>en</strong>tée, à l‟échelon national, par la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection («<br />

DGSNR »).<br />

• C<strong>en</strong>tre de stockage: <strong>Le</strong>s déchets radioactifs à vie courte de faible et moy<strong>en</strong>ne activité (FMA) issus des c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s, de l‟usine de<br />

La Hague, ou <strong>en</strong>core de l‟usine CENTRACO, sont expédiés vers le C<strong>en</strong>tre de stockage de l‟ANDRA situé à Soulaines dans l‟Aube et,<br />

opérationnel depuis 1992. Ce c<strong>en</strong>tre est d‟une capacité de 1 000 000 m3 et possède une capacité d‟accueil d‟<strong>en</strong>viron 60 ans. <strong>Le</strong>s déchets<br />

radioactifs à vie courte de très faible activité (TFA) sont expédiés vers le C<strong>en</strong>tre de stockage de l‟ANDRA situé à Morvilliers (dans l‟Aube<br />

égalem<strong>en</strong>t). Ce c<strong>en</strong>tre a été mis <strong>en</strong> service <strong>en</strong> octobre 2003, et possède une durée de fonctionnem<strong>en</strong>t de 30 années <strong>en</strong>viron.<br />

• CCG: Cycle combiné Gaz<br />

219

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Glossaire (2/6)<br />

• Clean Dark Spread: le clean dark spread, exprimé <strong>en</strong> €/MWh, représ<strong>en</strong>te la différ<strong>en</strong>ce <strong>en</strong>tre le prix de v<strong>en</strong>te de l‟électricité et le coût<br />

variable de production (ess<strong>en</strong>tiellem<strong>en</strong>t coût du charbon et coût du CO2)<br />

• Cogénération: Technique de production combinée d‟électricité et de chaleur. L‟avantage de la cogénération est de récupérer la chaleur<br />

dégagée par la combustion alors que dans le cas de la production électrique classique, cette chaleur est perdue. Ce procédé permet ainsi,<br />

à partir d‟une même installation, de répondre aux att<strong>en</strong>tes des industriels et collectivités territoriales qui ont besoin à la fois de chaleur (eau<br />

chaude ou vapeur) et d‟électricité. Ce système améliore l‟efficacité énergétique du processus de production et permet d‟utilise <strong>en</strong> moy<strong>en</strong>ne<br />

20 % de combustible <strong>en</strong> moins.<br />

• Compteur intellig<strong>en</strong>t: système qui permet d‟<strong>en</strong>registrer, à un point de connexion du réseau donné, les volumes d‟électricité transmis ou<br />

distribués (puissance, fréqu<strong>en</strong>ce, énergie active ou réactive)<br />

• COSO: Committee of Sponsoring Organizations<br />

• CRE (Commission de Régulation de l’Energie): La Commission de Régulation de l‟Énergie a été mise <strong>en</strong> place le 30 mars 2000. Son<br />

but est de veiller au bon fonctionnem<strong>en</strong>t du marché de l‟électricité et du gaz. La CRE, autorité administrative indép<strong>en</strong>dante, est un organe<br />

de régulation pour l‟ouverture du marché de l‟énergie. Elle s‟assure que tous les producteurs et cli<strong>en</strong>ts éligibles dispos<strong>en</strong>t d‟un accès non<br />

discriminatoire au réseau. Dans le cadre de ses prérogatives, elle surveille, autorise, règle les différ<strong>en</strong>ds et, le cas échéant, sanctionne.<br />

Pour une description détaillée de ses compét<strong>en</strong>ces.<br />

• Cycle Combiné Gaz: Technologie la plus réc<strong>en</strong>te de production d‟électricité dans une c<strong>en</strong>trale thermique fonctionnant au gaz naturel. Un<br />

cycle combiné est constitué d‟une ou plusieurs turbines à combustion (TAC) et d‟une turbine à vapeur, ce qui permet d‟<strong>en</strong> améliorer le<br />

r<strong>en</strong>dem<strong>en</strong>t. <strong>Le</strong> gaz de synthèse est <strong>en</strong>voyé dans la turbine à combustion qui génère de l‟électricité et des gaz d‟échappem<strong>en</strong>ts très chauds<br />

(fumées). La chaleur des fumées est récupérée par une chaudière qui produit ainsi de la vapeur. Une partie de la vapeur est alors<br />

récupérée par la turbine à vapeur pour produire de l‟électricité.<br />

220

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Glossaire (3/6)<br />

221<br />

• Cycle du combustible: <strong>Le</strong> cycle du combustible <strong>nucléaire</strong> regroupe l‟<strong>en</strong>semble des opérations industrielles m<strong>en</strong>ées <strong>en</strong> <strong>France</strong> et à<br />

l‟étranger qui permett<strong>en</strong>t de livrer le combustible pour produire de l‟énergie <strong>en</strong> réacteur, puis d‟assurer son évacuation et son traitem<strong>en</strong>t. <strong>Le</strong><br />

cycle se décompose <strong>en</strong> trois étapes : l‟amont du cycle : le traitem<strong>en</strong>t des conc<strong>en</strong>trés issus du minerai d‟uranium, la conversion,<br />

l‟<strong>en</strong>richissem<strong>en</strong>t et la fabrication du combustible (plus de deux ans) ; le coeur du cycle, qui correspond à l‟utilisation <strong>en</strong> réacteur : réception,<br />

chargem<strong>en</strong>t, exploitation et déchargem<strong>en</strong>t (trois à cinq ans) ; l‟aval du cycle : l‟<strong>en</strong>treposage <strong>en</strong> piscine, le retraitem<strong>en</strong>t des combustibles<br />

usés pour réutilisation <strong>en</strong> réacteurs des matières valorisables, la vitrification des déchets de haute activité, puis l‟<strong>en</strong>treposage des déchets<br />

avant stockage.<br />

• Déchets: Aujourd‟hui, la production de 1 MWh d‟électricité d‟origine <strong>nucléaire</strong> (équival<strong>en</strong>t à la consommation m<strong>en</strong>suelle de deux ménages)<br />

génère de l‟ordre de 11 g de déchets, toutes catégories confondues. <strong>Le</strong>s déchets à vie courte représ<strong>en</strong>t<strong>en</strong>t plus de 90 % de la quantité<br />

totale, mais ils ne conti<strong>en</strong>n<strong>en</strong>t que 0,1 % de la radioactivité des déchets.<br />

• Disponibilité d’une c<strong>en</strong>trale : Fraction de la puissance disponible sur la puissance théorique maximale <strong>en</strong> ne t<strong>en</strong>ant compte que des<br />

indisponibilités techniques. <strong>Le</strong> coeffici<strong>en</strong>t de disponibilité (Kd) se définit comme le ratio <strong>en</strong>tre la capacité de production réelle annuelle (ou<br />

productible annuel) et la capacité de production théorique maximale, avec la capacité de production théorique maximale = puissance<br />

installée x 8 760 h. <strong>Le</strong> Kd, qui ne pr<strong>en</strong>d <strong>en</strong> compte que les indisponibilités techniques, à savoir les arrêts programmés, les indisponibilités<br />

fortuites et les périodes d‟essais, caractérise la performance industrielle d‟une c<strong>en</strong>trale. Pour le <strong>parc</strong> <strong>nucléaire</strong> d‟EDF <strong>en</strong> <strong>France</strong>, la capacité<br />

de production théorique maximale est de 553 TWh (63,1 GW x 8 760 h).<br />

• ELD: Entreprise Locale de Distribution. <strong>Le</strong>s ELD commercialis<strong>en</strong>t et achemin<strong>en</strong>t l‟énergie électrique auprès des cli<strong>en</strong>ts finals situés sur leur<br />

zone de desserte exclusive.<br />

• Energies R<strong>en</strong>ouvelables: Énergies dont la production n‟<strong>en</strong>traîne pas l‟extinction de la ressource initiale. Elles sont ess<strong>en</strong>tiellem<strong>en</strong>t tirées<br />

des élém<strong>en</strong>ts terre, eau, air, feu, et du soleil. Elles compr<strong>en</strong>n<strong>en</strong>t l‟énergie hydraulique, l‟énergie éoli<strong>en</strong>ne, l‟énergie solaire, l‟énergie<br />

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<br />

biomasse (c‟est-à-dire l‟énergie tirée de la matière vivante, <strong>en</strong> particulier du bois et des résidus végétaux). On y ajoute souv<strong>en</strong>t l‟énergie<br />

issue de l‟incinération des déchets ménagers ou industriels.<br />

• EPIC: Etablissem<strong>en</strong>t public à caractère Industriel et Commercial<br />

• ETS: European Trading Scheme

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Glossaire (4/6)<br />

• European Pressurized Reactor (EPR): Réacteur <strong>nucléaire</strong> europé<strong>en</strong> à eau pressurisée. De la dernière génération actuellem<strong>en</strong>t <strong>en</strong><br />

construction (dite génération 3), il est né d‟une collaboration franco-allemande, et offre des évolutions sur les plans de la sûreté, de<br />

l‟<strong>en</strong>vironnem<strong>en</strong>t et des performances techniques.<br />

• Fourniture électrique: On distingue dans la demande électrique, quatre formes de consommation :la fourniture électrique « De base » (ou<br />

« Ruban »), qui est produite ou consommée de façon perman<strong>en</strong>te toute l‟année ; la fourniture de « Semi-base » dont la période de<br />

production et de consommation est conc<strong>en</strong>trée sur l‟hiver ; la fourniture de « Pointe » qui correspond à des périodes de production ou de<br />

consommation chargées de l‟année ; la fourniture « En d<strong>en</strong>telle » qui constitue un complém<strong>en</strong>t d‟une fourniture de « Ruban ».<br />

• Gaz à effet de serre: Gaz ret<strong>en</strong>ant une partie du rayonnem<strong>en</strong>t solaire dans l‟atmosphère et dont l‟augm<strong>en</strong>tation des émissions dues aux<br />

activités humaines (émissions anthropiques) provoque une hausse de la température moy<strong>en</strong>ne de la terre et joue un rôle important dans le<br />

changem<strong>en</strong>t climatique. <strong>Le</strong> protocole de Kyoto et la directive 2003/87/CE du 13 octobre 2003 modifiée vis<strong>en</strong>t les six principaux gaz à effet<br />

de serre suivants : le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4), le protoxyde d‟azote (N2O), les hydrocarbures fluorés (HFC), les<br />

hydrocarbures perfluorés (PFC) et l‟hexafluorure de soufre (SF6). Pour la période 2005-2007, le dioxyde de carbone faisait l‟objet <strong>en</strong><br />

Europe de mesures de réduction d‟émissions <strong>en</strong> application des plans nationaux d‟allocation de quotas de gaz à effet de serre. Pour la<br />

période 2008-2012, le champ des gaz concernés t<strong>en</strong>d à s‟élargir. À terme, seront concernés les gaz listés à l‟annexe II de la directive<br />

précitée mais aussi « tout autre composant gazeux de l‟atmosphère, tant naturel qu‟anthropique, qui absorbe et r<strong>en</strong>voie un rayonnem<strong>en</strong>t<br />

infrarouge » (directive modifiée, adoptée mais non publiée à ce jour).<br />

• Interconnexion: Ouvrage de transport d‟électricité qui permet les échanges d‟énergie <strong>en</strong>tre des pays différ<strong>en</strong>ts, <strong>en</strong> reliant le réseau de<br />

transport d‟un pays à celui d‟un pays limitrophe.<br />

• LNG ou GNL (Gaz Naturel Liquéfié): Gaz naturel mis <strong>en</strong> phase liquide par l‟abaissem<strong>en</strong>t de sa température à – 162 °C permettant de<br />

réduire 600 fois son volume.<br />

222

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Glossaire (5/6)<br />

• Mécanisme de Développem<strong>en</strong>t Propre: <strong>Le</strong> MDP est un mécanisme défini par le protocole de Kyoto fondé sur des projets de réduction<br />

d‟émissions ou de séquestration de gaz à effet de serre (GES) et de développem<strong>en</strong>t durable de pays <strong>en</strong> voie de développem<strong>en</strong>t. Ce<br />

mécanisme prévoit que toute <strong>en</strong>tité publique ou privée d‟un pays de l‟Annexe I (pays industrialisés) qui réalise des investissem<strong>en</strong>ts dans de<br />

tels projets dans un pays de l‟annexe II (pays <strong>en</strong> voie de développem<strong>en</strong>t) acquiert <strong>en</strong> retour des crédits carbone. Ces crédits peuv<strong>en</strong>t<br />

<strong>en</strong>suite être utilisés par ces Parties pour respecter leurs quotas d‟émission, ou v<strong>en</strong>dus sur le marché de carbone dans le cadre de l‟échange<br />

international des droits d‟émissions (IET) ou du système communautaire d‟échange de quotas d‟émission (EU ETS). <strong>Le</strong> MDP est placé sous<br />

l‟autorité de la Confér<strong>en</strong>ce des Parties agissant comme réunion des parties au Protocole de Kyoto, et supervisé par un Conseil Exécutif,<br />

dont les attributions ont été définies par les accords de Marrakech de 2001.<br />

• MEDEF: Mouvem<strong>en</strong>t des Entreprises de <strong>France</strong><br />

• Midstream: Ensemble des actifs physiques permettant de disposer, d‟acheminer et de moduler l‟énergie gaz. Ceux-ci peuv<strong>en</strong>t être des<br />

actifs physiques (gazoducs, stockage, terminaux GNL, etc.) ou contractuels (droits affér<strong>en</strong>ts dans les capacité pré-citées, contrats d‟achats,<br />

etc.). <strong>Le</strong> segm<strong>en</strong>t midstream inclut les activités de négoce et de trading.<br />

• Nox: nitrog<strong>en</strong> oxide<br />

• Ofgem: l‟Ofgem est la commission de régulation de l‟énergie au Royaume-Uni. Ses principales missions consist<strong>en</strong>t <strong>en</strong> la protection des<br />

consommateurs, la régulation des monopoles de gaz et d‟électricité, la sécurisation de l‟approvisionnem<strong>en</strong>t <strong>en</strong> énergie de la Grande-<br />

Bretagne ainsi que la contribution à la lutte contre le changem<strong>en</strong>t climatique et autres travaux visant à un développem<strong>en</strong>t durable<br />

• 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<br />

compte octroyer pour le système d‟échange de quotas pour chaque période pluriannuelle (PNAQ 1 2005-2007, PNAQ 2 2008-2012) et la<br />

méthode d‟affectation employée pour allouer les quotas aux installations industrielles concernées.<br />

• PPA (Price Purchase Agreem<strong>en</strong>t): conv<strong>en</strong>tion d‟achat d‟électricité<br />

223

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Glossaire (6/6)<br />

• PWR ou REP (Réacteur à Eau Pressurisée): la filière de réacteurs <strong>nucléaire</strong>s la plus répandue dans le monde <strong>en</strong> 2011. <strong>Le</strong>s REP utilis<strong>en</strong>t<br />

de l'eau ordinaire, appelée aussi eau légère, comme caloporteur et modérateur, ce qui les classe dans la famille des réacteurs à eau légère.<br />

Cette eau qui refroidit le cœur des réacteurs à eau pressurisée est sous haute pression (<strong>en</strong>viron 150 atm) et ne bout pas - contrairem<strong>en</strong>t aux<br />

réacteurs à eau bouillante. Un générateur de vapeur (GV) récupère <strong>en</strong>suite la chaleur portée par le caloporteur et la transfère vers le circuit<br />

secondaire comportant la turbine à vapeur. Cette dernière <strong>en</strong>traîne à son tour un alternateur, qui produit l‟électricité.<br />

• Réseaux de distribution: En aval du réseau de transport, les réseaux de distribution, à moy<strong>en</strong>ne et basse t<strong>en</strong>sion, desserv<strong>en</strong>t les cli<strong>en</strong>ts<br />

finals (particuliers, collectivités, PME, PMI).<br />

• Réseau de transport: Réseau assurant le transit de l‟énergie électrique à haute et très haute t<strong>en</strong>sion des lieux de production jusqu‟aux<br />

réseaux de distribution ou des sites industriels qui lui sont directem<strong>en</strong>t raccordés ; il compr<strong>en</strong>d le réseau de grand transport et<br />

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<br />

volts).<br />

• RTE: RTE est l‟opérateur du système de transport de l‟électricité <strong>en</strong> <strong>France</strong>. C‟est une <strong>en</strong>treprise de service public, qui opère, mainti<strong>en</strong>t, et<br />

développe le réseau à haute et très haute t<strong>en</strong>sion<br />

• Stockage: <strong>Le</strong> stockage consiste à placer les colis de déchets radioactifs dans une installation assurant leur gestion à long terme, c‟est-àdire<br />

dans des conditions propres à assurer la sûreté et à maîtriser les risques dans la durée.<br />

• Sûreté <strong>nucléaire</strong>: La sûreté <strong>nucléaire</strong> regroupe l‟<strong>en</strong>semble des dispositions techniques, organisationnelles et humaines qui sont destinées à<br />

prév<strong>en</strong>ir les risques d‟accid<strong>en</strong>ts et à <strong>en</strong> limiter les effets, et qui sont mises <strong>en</strong> oeuvre à toutes les étapes de la vie d‟une c<strong>en</strong>trale <strong>nucléaire</strong>,<br />

de la conception à l‟exploitation et jusqu‟à la déconstruction.<br />

• Tranche <strong>nucléaire</strong>: Unité de production électrique comportant une chaudière <strong>nucléaire</strong> et un groupe turbo-alternateur. Une tranche<br />

<strong>nucléaire</strong> se caractérise ess<strong>en</strong>tiellem<strong>en</strong>t par son type de réacteur et la puissance de son groupe turbo-alternateur. <strong>Le</strong>s c<strong>en</strong>trales <strong>nucléaire</strong>s<br />

EDF compr<strong>en</strong>n<strong>en</strong>t deux ou quatre tranches, plus rarem<strong>en</strong>t six.<br />

224

<strong>Le</strong> Groupe EDF<br />

Activités principales<br />

<strong>d'EDF</strong><br />

EDF dans le secteur de<br />

l'énergie et sa stratégie<br />

<strong>Finance</strong><br />

Données de<br />

marché<br />

Annexes<br />

Une équipe dédiée aux Investisseurs et aux Analystes<br />

Carine de BOISSEZON:<br />

Directrice<br />

Investisseurs et Marchés<br />

Margaux PERRIN:<br />

Analyste<br />

Investisseurs et Marchés<br />

Delphine DESHAYES:<br />

Manager<br />

Investisseurs et Marchés<br />

Flor<strong>en</strong>ce BARALE:<br />

S<strong>en</strong>ior Manager<br />

Investisseurs et Marchés<br />

Thierry DELEUZE:<br />

S<strong>en</strong>ior Manager<br />

Investisseurs et Marchés<br />

Valérie PRUDHOMME-SIMON:<br />

Manager<br />

Investors and Markets<br />

Alain SPONEM:<br />

Analyste S<strong>en</strong>ior<br />

Investisseurs et Marchés<br />

Agata STEPINSKA:<br />

Assistante<br />

Investisseurs et Marchés<br />

Isabelle MASSIMINO:<br />

Assistante év<strong>en</strong>em<strong>en</strong>tielle<br />

Investisseurs et Marchés<br />

225<br />

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