EDF : RÉSULTATS ANNUELS 2021, Objectifs financiers atteints, Forte progression de l’EBITDA et du Résultat Net par rapport à 2020 et à 2019, Réussite des plans de cessions et de réduction des coûts, Intensité carbone en baisse

RÉSULTATS ANNUELS 2021

Objectifs financiers atteints

Forte progression de l’EBITDA et du Résultat Net par rapport à 2020 et à 2019

Réussite des plans de cessions et de réduction des coûts

Intensité carbone en baisse

                Résultats financiers 2021

Chiffre d’affaires                                             84,5 Mds€  +21,6 % org. ⁽¹⁾
EBITDA                                                                                    18,0 Mds€          +11,3 % org. ⁽¹⁾
Résultat net courant⁽²⁾                                      4,7 Mds€      x2,4                
Résultat net part du Groupe                                                  5,1 Mds€    ~ x8      
Endettement financier net / EBITDA                                    2,4 x
Dividende par action                                                              0,58 € ⁽³⁾

Faits marquants 2021

Succès 2021

• Tous les objectifs financiers atteints
• Forte croissance de l’EBITDA par rapport à 2020 et à 2019
• Plans de cessions et de réduction de coûts exécutés avec un an d’avance

Nucléaire 

• Inclusion du nucléaire dans la taxonomie européenne ⁽⁴⁾
• Nucléaire existant et Grand carénage : 5 VD4 terminées et 2 en cours, allongement à 50 ans de la durée d’amortissement des réacteurs 1 300 MW
• Flamanville 3 : révision de la cible de chargement du combustible de fin 2022 au 2^nd trimestre 2023 et des coûts de construction de 12,4 à 12,7 Md€ ⁽⁵⁾
• Sizewell C : projet de loi du gouvernement britannique portant application d’un modèle de financement dit « Base d’Actifs Régulée » aux projets de nouveau nucléaire
• Signature d’un accord d’exclusivité avec GE en vue de l’acquisition d’une partie de l’activité nucléaire de GE Steam Power ⁽⁶⁾, hors continent américain

Renouvelables éolien et solaire

• Hausse du niveau de production : 20,9 TWh, + 8,3 % vs fin 2020
• Accélération des mises en service : 3,1 GW bruts (vs 2,5 GW en 2020)
• Croissance des capacités installées : 12 GW nets à fin 2021 (+ 13 % vs 2020)
• Niveau élevé des capacités en construction : 7,9 GW bruts à fin 2021
• Portefeuille de projets : ~ 76 GW (+ 27 % vs fin 2020)

Clients et services 

• 1,4 million de clients électricité résidentiels en offres de marché en France, soit + 40 % vs fin 2020, en ligne avec la cible de 3 millions en 2023
• Forte croissance de la mobilité électrique : près de 200 000 points de charge installés et gérés à fin décembre 2021 dont principalement Pod Point, leader des bornes de recharge chez les particuliers au Royaume-Uni avec plus de 150 000 points de charge
• Dalkia Electrotechnics / Citelum : lauréat du marché de l’éclairage public de la ville de Paris pour 10 ans

Enedis

• Linky : succès du déploiement des compteurs intelligents, objectif final du programme atteint en termes de délais, de coût et de performance

Italie

• Repositionnement stratégique d’Edison : réorganisation des actifs renouvelables ⁽⁷⁾ et recentrage sur les activités cœur de métier

International

• Construction de la centrale hydraulique de Nachtigal (420 MW) au Cameroun : avancement des travaux pour les lots Génie civil et Électro-mécanique (plus de la moitié réalisés). Mise en service industrielle prévue en 2024

Réalisation et objectifs environnementaux & sociétaux

• Intensité carbone : 48 gC0₂/kWh en 2021 vs 51 gC0₂/kWh en 2020, niveau environ 5 fois plus faible que la moyenne européenne des utilities
• Mixité : 29,8 % de femmes dans les comités de direction des entités du Groupe en 2021 vs 28,7 % en 2020, en ligne avec les ambitions du Groupe

Perspectives et plan d’actions

Annonces du Président de la République le 10 février 2022 à Belfort

• Soutien à la filière nucléaire française
  • Lancement d’un programme de construction de 6 EPR2 et études pour 8 EPR2 additionnels
  • Poursuite de l’exploitation de tous les réacteurs, sauf motif de sûreté
  • Développement des SMR, notamment 500 millions d’euros pour NUWARD^TM
• Accélération du développement des énergies renouvelables (solaire, éolien en mer et terrestre et hydraulique)
• Confirmation du rôle croissant de l’électricité bas carbone dans l’ambition climatique de la France, dans un contexte de réduction des consommations d’énergie

Mesures régulatoires exceptionnelles destinées à limiter la hausse des prix en 2022 ⁽⁸⁾

• Attribution supplémentaire de 20 TWh de volume d’ARENH ⁽⁹⁾ pour 2022
• Report sur 12 mois à partir de février 2023 d’une partie de l’augmentation tarifaire relative à l’année 2022 ⁽¹⁰⁾

Nucléaire 

• Mises à l’arrêt ou prolongations d’arrêts de réacteurs en raison de la découverte de défauts sur les tuyauteries du circuit d’injection de sécurité
• Actualisation de l’estimation de production nucléaire en France ⁽¹¹⁾ à 295 - 315 TWh pour 2022 et à

300 - 330 TWh pour 2023

2022

• EDF attire l’attention sur l’EBITDA 2022. Partant d’un socle 2021 de 18 Mds€, cet indicateur inclura :
  • environ 6 Mds€ d’amélioration du facteur prix
  • environ -8 Mds€ liés aux mesures régulatoires exceptionnelles ⁽¹²⁾ 
  • environ -11 Mds€ en lien avec la baisse de la production nucléaire
  • et d’autres effets liés à la performance du Groupe

Ces estimations, très sensibles notamment aux prix de marché, sont presentées à titre illustratif ⁽¹³⁾ et dans l’état actuel des informations dont le Groupe dispose.

Lancement d’un plan d’actions

Comme annoncé le 13 janvier 2022 ⁽¹⁴⁾ , EDF a présenté à son Conseil d’Administration, réuni le 17 février 2022, un plan d’actions ayant pour objectif de renforcer sa structure bilancielle dans le contexte des événements de début 2022.
Ce plan vise à poursuivre la stratégie du Groupe qui s’appuie sur un mix équilibré entre nucléaire et renouvelables, qui développe les services d’efficacité énergétique et qui apporte toujours plus d’innovation à ses clients.
Afin de financer cette stratégie, EDF a fait part de son intention de :

• Soumettre dès que possible au Conseil d’Administration, sous réserve des conditions de marché, un projet d’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription conduisant à l’émission d’environ 510 millions d’actions nouvelles, correspondant à un montant d’environ
  2,5 milliards d’euros, prime d’émission incluse ⁽¹⁵⁾.
• Proposer une option de versement en actions des dividendes ⁽¹⁶⁾ au titre des exercices 2022 et 2023.

L’Etat, premier actionnaire d’EDF, a fait part au Conseil d’Administration de sa position sur ces deux points, qui feront l’objet d’une communication séparée.

• Réaliser des cessions à hauteur d’environ 3 milliards d’euros ⁽¹⁷⁾ en cumul sur les années 2022 - 2023 – 2024.

Ambitions⁽¹⁸⁾

Le Conseil d’administration d’EDF, réuni le 17 février 2022 sous la présidence de Jean-Bernard Lévy, a arrêté les comptes consolidés clos le 31 décembre 2021.

Jean-Bernard Lévy, Président-Directeur Général d’EDF a déclaré :

« En 2021, EDF a rempli ses objectifs commerciaux, opérationnels et financiers. L’EBITDA du groupe EDF affiche une croissance significative et atteint son meilleur niveau depuis 2015. Le déploiement de la stratégie CAP 2030 rencontre donc en 2021 des succès majeurs qui témoignent des compétences et de la mobilisation de tous les hommes et les femmes du Groupe.

Les difficultés rencontrées début 2022 amènent EDF à mettre en place un plan d’actions qui vise à poursuivre cette stratégie au service de la transition énergétique et qui s’inscrit dans les objectifs industriels et climatiques de la France aux horizons 2030 et 2050. »

Évolution des résultats du groupe EDF

Évolution de l’EBITDA du groupe EDF

La croissance organique de 11,3 % de l’EBITDA 2021 par rapport à 2020 s’explique essentiellement par une progression de la production nucléaire en France. Cette évolution est aussi portée par la très bonne performance de l’activité de trading, par des améliorations significatives en Italie et pour les activités régulées en France et par la baisse des impôts de production. En revanche, les arrêts et prolongations d’arrêts de réacteurs nucléaires en fin d’année en France ont rendu nécessaire le rachat de volumes sur le marché dans un contexte de très forte hausse des prix de l’électricité, ce qui a eu un impact fortement défavorable. Le Royaume-Uni est pénalisé par le recul de la production nucléaire et par la forte baisse des prix réalisés du nucléaire en lien avec un volume de rachat important dans un contexte de prix de marché élevés.

Performance opérationnelle

La production nucléaire en France s’établit à 360,7 TWh, en hausse de 25,3 TWh par rapport à 2020. Cette évolution reflète principalement les éléments suivants :

• une meilleure disponibilité du parc et de moindres volumes de modulation, faisant suite à une année 2020 impactée par la crise sanitaire

• malgré l’absence de production en 2021 des deux réacteurs de Fessenheim, qui ont fermé au cours du premier semestre 2020.

La production hydraulique en France s’élève à 41,8 TWh ⁽¹⁾, en baisse de 2,9 TWh par rapport à 2020.

Au Royaume-Uni, la production nucléaire s’établit à 41,7 TWh, en retrait de 4 TWh par rapport à 2020. Ce recul s’explique notamment par un programme d’arrêts plus important qu’en 2020 ainsi que par la prolongation de trois mois de l’arrêt de Sizewell B. La centrale de Dungeness a été définitivement fermée en juin 2021, et les deux réacteurs d’Hunterston B ont définitivement stoppé leur production respectivement le 26 novembre 2021 et le 7 janvier 2022.

En Belgique, la meilleure disponibilité des centrales thermiques a permis une augmentation des services rendus au système électrique. La production hydraulique a bénéficié de conditions très favorables en 2021.
La production d’EDF Renouvelables s’élève à 17 TWh (+ 1,6 TWh), soit une hausse de 10,5 % en organique, grâce aux mises en service de nouvelles capacités.

Plans de cessions et de réduction des coûts réalisés avec 1 an d’avance

Pour compenser les impacts de la crise sanitaire sur la situation financière du Groupe, des plans d’économie et de cessions ont été lancé mi-2020 avec une cible de 500 millions d’euros de réduction des charges opérationnelles ⁽²⁾ en 2022 par rapport à 2019 et d’environ 3 milliards d’euros de cessions ⁽³⁾ sur la période 2020 à 2022. A fin 2021, la réduction des coûts est estimée à 545 millions d’euros par rapport à 2019. Les cessions d’actifs signées ou réalisées au 31 décembre 2021 ont un effet favorable de 3 milliards d’euros environ sur l’endettement financier net et de 3,7 milliards d’euros environ sur l’endettement économique du Groupe ⁽⁴⁾.
Ces cessions sont en ligne avec la stratégie du Groupe et ont permis un recentrage sur les activités cœur de métier ainsi que la sortie de certaines activités carbonées (principalement cessions de l’activité E&P et du réseau de distribution de gaz IDG ).
Ces deux plans ont dépassé leur objectif avec un an d’avance.

Allongement de la durée d’amortissement des réacteurs 1 300 MW en France

Le Groupe a procédé à l’allongement de la durée d’amortissement de l’ensemble des centrales du palier 1 300 MW au 1^er janvier 2021, les conditions techniques, économiques et de gouvernance étant réunies. A cette date, les provisions liées à la production nucléaire diminuent de 1 016 millions d’euros. Cette diminution est fiscalisée en grande partie et a généré un décaissement d’impôt de 184 millions d’euros. L’impact de l’allongement de la durée d’amortissement à 50 ans sur le résultat net part du Groupe de l’exercice est de +405 millions d’euros.

Dividende proposé au titre de 2021 : 0,58 euro par action, soit un taux de distribution
de 45 %, avec option de paiement en actions nouvelles

Le Conseil d’administration d’EDF du 17 février 2022 a décidé de proposer à l’Assemblée générale ordinaire qui sera convoquée pour approuver les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2021 et qui se tiendra le 12 mai 2022 (ci-après « l’Assemblée générale ») le versement d’un dividende de 0,58 euro par action au titre de l’exercice 2021, correspondant à 45 % de taux de distribution du résultat net courant ⁽⁵⁾.
En tenant compte de l’acompte sur dividende de 0,30 euro par action payé en décembre 2021, le solde du dividende à distribuer au titre de l’exercice 2021 s’élève à 0,28 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire et à 0,338 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende majoré.
Sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale, conformément à l’article L. 232-18 du Code de commerce et à l’article 25 des statuts de la Société, le Conseil d’administration d’EDF du 17 février 2022 a décidé de proposer à chaque actionnaire la possibilité d’opter pour le paiement en actions nouvelles de la Société du solde du dividende à distribuer au titre de l’exercice clos le 31 décembre 2021. En cas d’exercice de l’option, les actions nouvelles seront émises à un prix égal à 90 % de la moyenne des premiers cours cotés de l’action EDF sur le marché réglementé d’Euronext Paris lors des vingt séances de bourse précédant le jour de l’Assemblée générale, diminuée du montant du solde du dividende restant à distribuer au titre de l’exercice 2021, le tout arrondi au centime d’euro supérieur. L’État s’est engagé à opter pour un paiement en actions du dividende relatif à l’exercice 2021.

Le Conseil d'administration d’EDF du 17 février 2022 a fixé les modalités de règlement du solde du dividende au titre de l’exercice 2021 qui seront proposées au vote des actionnaires lors de l’Assemblée générale :

• détachement des dividendes (ordinaire et majoré) le 18 mai 2022 ;
• période d'exercice de l'option de paiement en actions nouvelles du 20 mai au 7 juin 2022 inclus ⁽⁶⁾ ;
• mise en paiement du solde du dividende et règlement-livraison des actions le 13 juin 2022.
  
  

Á défaut d’avoir exercé l’option de paiement en actions nouvelles entre le 20 mai et le 7 juin 2022 inclus, l’actionnaire recevra en numéraire le solde du dividende à la date de sa mise en paiement, soit le 13 juin 2022.

Résultat Net

Le résultat financier représente un produit de 360 millions d’euros en 2021, en amélioration de 2 942 millions d’euros par rapport à 2020. Plusieurs facteurs expliquent cette évolution :

• la bonne performance des actifs dédiés en hausse de 1 521 millions d’euros par rapport à 2020
• la diminution de la charge de désactualisation de 1 063 millions d’euros, en raison principalement d’une moindre baisse du taux d’actualisation net des provisions nucléaires en France entre 2021 et 2020 qu’entre 2020 et 2019
• la baisse du coût de l’endettement financier brut de 151 millions d’euros grâce à des opérations de refinancement dans un contexte de taux bas.
  
  

Retraité des éléments non récurrents, le résultat financier courant s’établit à - 2 437 millions d’euros contre
- 3 705 millions d’euros en 2020. En particulier, la variation de juste valeur du portefeuille d’actifs dédiés n’est pas intégrée dans le calcul du résultat net courant.

Le résultat net courant s’élève à 4 717 millions à fin 2021, en hausse de 2 748 millions d’euros par rapport à fin 2020. Cette évolution reflète principalement la croissance de l’EBITDA et celle du résultat financier courant, ainsi que de moindres amortissements en lien avec l’allongement de la durée d’amortissement des centrales 1 300 MW.

Le résultat net part du Groupe s’élève à 5 113 millions d’euros à fin 2021, en hausse de 4 463 millions d’euros. Outre la hausse importante du résultat net courant, la variation intègre en particulier les éléments après impôt suivants :

• la variation de juste valeur des instruments financiers pour 1 152 millions d’euros
• un produit de 362 millions d’euros correspondant à l’indemnité transactionnelle prévue dans l’accord signé entre EDF et Areva le 29 juin 2021
• les surcoûts liés aux travaux de préparation de reprise des soudures du circuit secondaire principal de l'EPR Flamanville 3 pour un total de - 410 millions d'euros, soit une charge supplémentaire de
  - 140 millions par rapport à 2020
• les coûts en lien avec la fermeture anticipée de Dungeness B pour un montant de - 366 millions d’euros, incluant la perte de valeur de la centrale, la dépréciation des stocks de combustible et de pièces détachées, ainsi que le provisionnement de pénalités dans le cadre du mécanisme de capacité.

Cash-flow et endettement financier net

Le cash-flow du Groupe s’établit à - 1 525 millions d’euros pour 2021, en nette progression par rapport à 2020 où il s’élevait à - 2 660 millions d’euros ⁽⁷⁾. Cette évolution s’explique essentiellement par la forte croissance de l’EBITDA et par les cessions d’actifs réalisées en 2021 pour un total de 2 847 millions d’euros.
En revanche, le besoin en fonds de roulement se dégrade de 1 526 millions d’euros en 2021. La variation de BFR s’explique principalement par la dégradation du BFR de l’activité optimisation/trading, et par la hausse des créances nettes dans un contexte de prix élevés.
Les investissements nets s’élèvent à 15 725 millions d’euros, en augmentation de 1 580 millions d’euros par rapport à 2020 qui avait été marquée par la crise sanitaire.
Le cash-flow généré par les opérations ⁽⁸⁾ s’établit à - 213 millions d’euros, en baisse de 874 millions d’euros par rapport à 2020.

L’endettement financier net a été contenu à 43,0 milliards d’euros, grâce à la bonne performance en termes d’EBITDA cash (+17,1 milliards d’euros), aux cessions réalisées (+ 2,8 milliards d’euros) et à l’émission obligataire sociale hybride (+ 1,2 milliard d’euros).

Principaux résultats du Groupe par segment

France – Activités de production et commercialisation 

L’impact net sur l’EBITDA de la hausse de volume de la production nucléaire de 25,3 TWh et de la baisse de 2,6 TWh de la production hydraulique après déduction des pompages est estimé à +1 081 millions d’euros.

Les prix de l’énergie ont un impact négatif sur l’EBITDA estimé à - 1 140 millions d’euros avec notamment des arrêts et prolongations d’arrêts en fin d’année qui ont engendré des achats sur le marché à des prix très élevés. A l’inverse, les achats d’énergie en 2020 avaient été réalisés à des prix faibles.

Les effets sur le marché aval sont négatifs et estimés à - 249 millions d’euros en raison de la perte de clients tandis que les prix de la capacité facturée aux clients ont un impact favorable.

Par ailleurs, l’EBITDA bénéficie de la baisse des impôts de production dans le cadre du plan de relance pour un montant estimé à 322 millions d’euros.

France – Activités régulées ⁽¹¹⁾

La forte progression de l’EBITDA s’explique principalement par une hausse des volumes distribués de 15,8 TWh pour un montant estimé à 251 millions d’euros, en lien avec un climat plus froid et faisant suite à une année 2020 marquée par la crise sanitaire, ainsi que par l’activité de prestations de raccordement au réseau en croissance et qui contribue positivement à l’évolution de l’EBITDA pour un montant estimé à 159 millions d’euros.

L’évolution des prix a un effet favorable estimé à 30 millions d’euros, principalement en lien avec l’évolution positive de l’indexation des TURPE ⁽¹²⁾, malgré l’effet négatif des achats de pertes dans un contexte de forte hausse des prix de marchés.

Par ailleurs, l’EBITDA bénéficie à hauteur de 130 millions d’euros de la baisse des impôts de production dans le cadre du plan de relance.

Énergies Renouvelables

EDF Renouvelables

La vague de froid extrême au Texas, intervenue au premier trimestre, a eu un impact négatif significatif sur l’EBITDA de production estimé à - 95 millions d’euros. En effet, EDF Renouvelables a dû réaliser des achats d’énergie à des prix très élevés afin d’honorer ses engagements contractuels, et a dû enregistrer une perte de valeur d’un de ses parcs impactant le résultat net.

L’EBITDA de production bénéficie par ailleurs d’une hausse (+ 1,6 TWh) des volumes produits grâce aux capacités mises en service.

Les opérations de « Développement-Vente d’Actifs Structurés » contribuent favorablement à l’évolution de l’EBITDA en lien notamment avec des cessions aux Etats-Unis et au Portugal.

Les coûts de développement sont en progression et accompagnent la croissance de 27 % du portefeuille de projets éoliens et solaires de 73 GW.

Renouvelables Groupe hors hydraulique France ⁽¹⁴⁾

L’EBITDA a subi les impacts de vague de froid extrême au Texas au cours du premier trimestre. Il est également pénalisé par la baisse de la production éolienne en Belgique du fait de conditions de vents défavorables. En revanche, il bénéficie d’une meilleure contribution de la production éolienne d’Edison dans un contexte de prix favorable.

Les investissements nets sont en légère hausse du fait notamment de l’acquisition en 2021 de 70 % de E2i (plateforme renouvelable d’Edison).

Services Énergétiques

Dalkia

La forte progression de l’EBITDA s’explique principalement par la reprise des activités de services et de travaux après un premier semestre 2020 marqué par la fermeture de nombreux sites clients et les reports de chantiers ainsi que par la poursuite des gains de performance des activités sur les réseaux de chaleur et de froid.

Elle s’explique également par un très bon rebond des activités de travaux et d’efficacité énergétique au Royaume-Uni.

Le développement commercial reste soutenu notamment dans le verdissement et l'exploitation - maintenance des réseaux de chaleur avec des contrats remportés notamment à Issoire, Puteaux, Monplaisir (Angers).

Services Énergétiques Groupe ⁽¹⁶⁾

La hausse organique des Services Energétiques au niveau du Groupe est liée par la reprise des activités de Dalkia et d’Edison après le ralentissement lié à la crise sanitaire en 2020, et par le développement des services aux clients en France.

Framatome 

L’EBITDA a fortement progressé grâce notamment à un niveau d’activité soutenu dans les usines de fabrication de « Combustibles » et de « Composants primaires » et d’un impact moindre de la crise sanitaire.

L’activité « Base installée » principalement en Amérique du nord et en France contribue aussi favorablement à l’évolution de l’EBITDA.

Le plan d’action sur les coûts de structure continue également à contribuer à cette évolution. 

Par ailleurs, les prises de commande s’établissent à environ 3,7 milliards d’euros à fin 2021 ⁽¹⁹⁾, en amélioration par rapport à 2020.

Framatome développe son expertise en ingénierie et a étendu ses capacités dans le contrôle-commande grâce à l’acquisition de l’activité contrôle-commande de Rolls-Royce ⁽²⁰⁾.

Royaume-Uni

La très forte diminution de l’EBITDA s’explique en premier lieu par le recul de la production nucléaire de 4 TWh pour un montant estimé à – 198 millions d’euros et par la forte baisse des prix réalisés du nucléaire
(-12,6 £/MWh) en lien avec un volume d’achats important dans un contexte de prix de marché élevés pour un montant estimé à - 550 millions d’euros.

L’activité de commercialisation a aussi subi l’impact de la crise énergétique au Royaume-Uni avec en particulier une baisse de la contribution du segment des clients résidentiels dans la mesure où la hausse des prix de l’énergie n’a pas été totalement répercutée en 2021 aux clients bénéficiant d’un tarif plafonné.

Le rachat des clients de Green Network Energy d’une part et l’intégration du portefueille client de Utility Point et Zog Energy selon le mécanisme de fournisseur de dernier recours a nécessité des achats complémentaires sur les marchés.

L’activité du segment des professionnels est en progression par rapport à 2020 qui avait été une année pénalisée par la crise sanitaire.

Italie 

Dans les activités d’électricité, l’EBITDA progresse en particulier grâce à une meilleure disponibilité des CCGT (cycle combiné gaz) et des services système dans un contexte de forte volatilité des prix de marché. En outre, la contribution de la production d’énergie renouvelable est en hausse, en particulier pour l’éolien dans un environnement de prix élevés.

Les activités de gaz bénéficient de la plus-value de cession d’Infrastrutture Distribuzione Gas (IDG), du rebond d’activité (impact de la crise sanitaire) pour le segment des clients industriels et d’un climat plus froid qu’en 2020.

L’Ebitda a bénéficié par ailleurs de la croissance des activités de services.

A noter la création d’Edison Renewables et l’entrée d’un partenaire financier à hauteur de 49 % afin de permettre le développement de nouvelles capacités de production.

Autre international

En Belgique ⁽²³⁾, la baisse de l’EBITDA s’explique essentiellement par une diminution de la production des parcs éoliens, en lien avec des conditions de vent moins favorables qu’en 2020, et par des achats à prix élevés particulièrement en fin d’année.

La capacité éolienne installée s’élève à 591 MW ⁽²⁴⁾, soit + 7,8 % par rapport à fin 2020. La production nucléaire est en croissance. La meilleure disponibilité des centrales thermiques a permis une augmentation des services rendus au système électrique.

Après un ralentissement en 2020 du fait de la crise sanitaire, les activités de services sont en croissance et les activités commerciales résistent bien dans un contexte toujours marqué par une forte intensité concurrentielle et par l’extension des tarifs sociaux.

Luminus a finalisé l’acquisition du portefeuille d’environ 330 000 clients d’Essent Belgium, fournisseur de gaz et d’électricité en Belgique ⁽²⁵⁾.

Au Brésil, l’EBITDA est en croissance organique grâce à l’augmentation du prix du Power Purchase Agreement (PPA) attaché à la centrale d’EDF Norte Fluminense en novembre 2020 de 28 % et en novembre 2021 de 7 %, ainsi qu’aux ventes à prix élevé sur le marché spot.

Autres métiers

La hausse de l’EBITDA des activités gazières s’explique principalement par la revalorisation de contrats long terme (sans effet cash) en lien avec la nette amélioration des spreads États-Unis - Europe à moyen et long terme et avec une amélioration des marges opérationnelles des actifs gaziers du Groupe.

L’EBITDA d’EDF Trading s’élève à 1 200 millions d’euros, en hausse organique de 89,6 % par rapport à 2020, performance exceptionnelle dans un contexte de très forte volatilité des marchés de commodités.

La cession de parcs immobiliers en France contribue également à cette évolution.

Principaux faits marquants ⁽²⁷⁾ postérieurs
à la communication du troisième trimestre 2021

Nucléaire

• EDF a ajusté son estimation de production nucléaire en France pour 2023 (Cf. CP du 11 février 2022).
• EDF a signé un accord d’exclusivité pour l’acquisition d’une partie de l’activité nucléaire de GE Steam Power (Cf. CP du 10 février 2022).
• EDF a ajusté son estimation de production nucléaire en France pour 2022 (Cf. CP du 7 février 2022).
• Mesures exceptionnelles annoncées par le gouvernement français (Cf. CP du 13 janvier 2022).
• EDF a actualisé son estimation de production nucléaire en France pour 2022 (Cf. CP du 13 janvier 2022).
• Point d’actualité sur l’EPR de Flamanville (Cf. CP du 12 janvier 2022).
• Réacteurs des centrales nucléaires de Civaux et de Chooz : remplacements et contrôles préventifs de parties de tuyauteries d’un circuit de sauvegarde (Cf. CP du 15 décembre 2021).
• EDF a annoncé la création du comité consultatif international NUWARD™ (International NUWARD™ Advisory Board – INAB) qui aura pour fonction d’apporter des conseils sur le développement du petit réacteur modulaire (SMR) NUWARD™ (Cf. CP du 2 décembre 2021).
• EDF a réaffirmé le rôle du nucléaire dans la transition écologique et a annoncé la signature de plusieurs accords de coopération à l’occasion du World Nuclear Exhibition (Cf. CP du 1 décembre 2021).
  
  

Renouvelables ⁽²⁸⁾

• EDF Renouvelables a remporté un appel d’offres au Pérou associant production et stockage d’électricité solaire, pour alimenter le microgrid de la plus grande ville isolée du monde (Cf. CP du 16 décembre 2021).
• Le groupe EDF a annoncé la mise en service du parc éolien en mer de DONGTAI V en Chine (Cf. CP du 9 décembre 2021).
• Le Grand Belfort en partenariat avec Hynamics, le SMTC et la RTTB, signe son premier contrat d’hydrogène renouvelable pour décarboner ses transports en commun (Cf. CP du 3 décembre 2021).
• EDF Renouvelables a mis en service la centrale solaire de Dijon-Valmy en Bourgogne-Franche-Comté (Cf. CP du 25 novembre 2021).

EDF Energy ⁽²⁹⁾

• Pivot Power a démarré les travaux sur un site de stockage par batterie dans le West Midlands pour soutenir un réseau plus intelligent et plus flexible (cf. CP du 7 décembre 2021).
• EDF a été désigné par l'Ofgem, le régulateur de l'énergie, pour intervenir et approvisionner les clients de Zog Energy Limited. (cf. CP du 3 décembre 2021).
• EDF a signé le plus grand accord de parc éolien offshore avec RWE (cf. CP du 30 novembre 2021).
  
  

Financement durable

• EDF a annoncé la signature d'une nouvelle facilité de crédit indexée sur des indicateurs sociaux et syndiquée auprès de 9 banques (cf. CP du 23 décembre 2021).
• EDF a annoncé le succès de son émission d’obligations vertes senior pour un montant nominal de 1,75 milliard d’euros (cf. CP du 23 novembre 2021).

Edison ⁽³⁰⁾

• Edison : clôture de l'accord avec Crédit Agricole Assurances pour accélérer le développement des énergies renouvelables en Italie (cf. CP du 14 décembre 2021).
• Une université et des entreprises (Edison, Eni et Snam) se sont associées pour mener des recherches sur l'hydrogène, une ressource essentielle dans la lutte contre le changement climatique (cf. CP du 30 novembre 2021).
• Edison et Crédit agricole CIB ont mis en en œuvre la première transaction de titrisation durable en Italie (cf. CP du 12 novembre 2021).
  
  

Framatome ⁽³¹⁾

• Framatome et le Ministère hongrois de l’innovation et de la technologie coopèrent pour l’avenir de l’énergie nucléaire (cf. CP du 22 décembre 2021).
• Framatome et Rosatom ont signé un accord de coopération à long terme (cf. CP du 2 décembre 2021).

Autres

• Un consortium composé d’EDF, KEPCO et Kyushu Electric Power Co., a remporté un projet de transport d'électricité auprès d’ADNOC et TAQA aux Émirats Arabes Unis (Cf. CP du 23 décembre 2021).
• EDF a réalisé le transfert d’un parc immobilier en Île-de-France à une société commune avec POWERHOUSE HABITAT (Cf. CP du 16 décembre 2021).
• Résultat de l’option pour le paiement de l’acompte sur dividende en actions au titre de l’exercice 2021 (Cf. CP du 30 novembre 2021).
• EDF ne demandera plus la coupure d’électricité pour ses clients particuliers (Cf. CP du 12 novembre 2021).

ANNEXES

Compte de résultat consolidé

(1)   Les autres consommations externes sont nettes de production stockée et immobilisée.

(2)   Les dotations aux amortissements incluent les dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession.

Bilan consolidé

Tableau de flux de trésorerie consolidé

(1) Les données publiées au titre de l’exercice 2020 intègrent le reclassement d’un montant de 79 millions d’euros entre les « Frais financiers net décaissés » et les « Variations d'actifs financiers ». (2) Apports par augmentations de capital, ou réductions de capital et acquisitions d’intérêts complémentaires ou cessions d’intérêts dans des sociétés contrôlées. Comprend en 2021, un montant de 1 304 millions d’euros relatif à la part versée par CGN au titre des augmentations de capital de NNB Holding Ltd. (pour le projet Hinkley Point C) et Sizewell C Holding Co., un montant de 865 millions d’euros relative à la cession de 49% d'Edison Renewables et un montant de (276) millions d’euros relatif à l’acquisition de 70% d’E2i Energie Speciali. Comprend en 2020, un montant de 998 millions d’euros relatif à la part versée par CGN au titre des augmentations de capital de NNB Holding Ltd. (pour le projet Hinkley Point C) et Sizewell C Holding Co..(3) Les autres variations non monétaires comprennent le reclassement au 1er janvier 2021 des positions débitrices relatives aux appels de marge sur dérivés, précédemment nettées au sein des autres dettes financières pour un montant de 281 millions d’euros.

(1)   Les clients sont décomptés depuis 2018 par site de livraison ; un client peut avoir deux points de livraison : un pour l’électricité et un autre pour le gaz.
(2)   Y compris ÉS (Électricité de Strasbourg).

Cette présentation est uniquement destinée à des fins d'information et ne constitue pas une offre ou une sollicitation pour la vente ou l'achat de titres, d'une partie de l'entreprise ou des actifs décrits ici, ou de tout autre intérêt, aux États-Unis ou dans tout autre pays.
La présente communication contient des déclarations ou informations prospectives. Bien qu’EDF estime que les attentes reflétées dans ces déclarations prospectives sont basées sur des hypothèses raisonnables au moment où elles sont faites, ces hypothèses sont intrinsèquement incertaines et impliquent un certain nombre de risques et d'incertitudes qui sont hors du contrôle d’EDF. Par conséquent, EDF ne peut donner aucune garantie que ces hypothèses se réaliseront. Les événements futurs et les résultats réels, financiers ou autres, peuvent différer sensiblement des hypothèses évoquées dans les déclarations prospectives en raison des risques et des incertitudes, y compris, et sans limitation, les changements possibles dans le calendrier et la réalisation des transactions qui y sont décrites.
Les risques et incertitudes (liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel, réglementaire, et climatique ) peuvent inclure les évolutions de la conjoncture économique et commerciale, de la réglementation, ainsi que ceux qui sont développés ou identifiés dans les documents publics déposés par EDF auprès de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF), y compris ceux énumérés sous la section 2.2 « Risques auxquels le Groupe est exposé » du  document d’enregistrement universel (URD) d’EDF enregistré auprès de l’AMF le 15 mars 2021 (sous le numéro D.21-0121), consultable en ligne sur le site internet de l’AMF à l’adresse www.amf-france.org ou celui d’EDF à l’adresse www.edf.fr ainsi que le rapport d’activité au 31 décembre 2021, consultable en ligne sur le site internet d’EDF. 
EDF ni aucun de ses affiliés ne s’engage ni n'a l'obligation de mettre à jour les informations de nature prospective contenues dans ce document pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de cette présentation.

Ce communiqué de presse est certifié. Vérifiez son authenticité sur medias.edf.com

(1) Production hydraulique hors activité insulaire avant déduction de la consommation du pompage. La production hydraulique cumulée après déduction des volumes pompés représente 35,9 TWh en 2021 (38,5 TWh en 2020).
(2) Somme des charges de personnel et des autres consommations externes. A périmètre, normes, taux de change et taux d’actualisation des retraites constants et hors inflation. Hors coûts des ventes des activités de services énergétiques, et des services d’ingénierie nucléaire de Framatome et de projets spécifiques tels que Jaitapur.
(3) Cessions signées ou réalisées : impact sur le désendettement économique du Groupe (définition Standard and Poor’s).
(4) Dette économique selon la définition de l’agence Standard and Poor’s.
(5) Ajusté de la rémunération des émissions hybrides comptabilisée en fonds propres.  
(6) Compte tenu des évolutions réglementaires et de l’harmonisation des standards européens concernant le processus du paiement des dividendes optionnels, la date de fin d’exercice de l’option peut varier d’un intermédiaire financier à l’autre. Pour les actionnaires au nominatif pur, BNP Paribas Securities Services, en sa qualité d’établissement chargé du service des titres de la Société EDF, a fixé cette date au 3 juin 2022 au plus tard, afin de pouvoir assurer le contrôle et la centralisation des réponses des actionnaires au nominatif pur.

(7) Données retraitées : le proforma 2020 comprend le reclassement des investissement Linky et HPC au sein des investissmeents nets, ainsi qu’un reclassement entre « frais financier décaissés » + 79 M€, « autre variations non monétaires » - 49 M€ et «actifs dédiés » - 30 M€.
(8) Le cash-flow généré par les opérations ne constitue pas un agrégat défini par les normes IFRS comme élément de mesure de la performance financière et ne peut pas être comparable aux indicateurs ainsi dénommés par d’autres entreprises. Cet indicateur, appelé également Funds From Opérations (FFO), comprend les flux de trésorerie nets générés par l’exploitation, la variation du besoin en fonds de roulement corrigés, le cas échéant, d’effets non récurrents, les investissements nets (hors cessions 2020-2021), ainsi que d’autres éléments dont les dividendes reçus des entreprises associées et des coentreprises.
(9) L’endettement financier net n’est pas défini par les normes comptables et n’apparaît pas en lecture directe dans le bilan consolidé du Groupe. Il correspond aux emprunts et dettes financières diminués de la trésorerie et des équivalents de trésorerie ainsi que des actifs liquides. Les actifs liquides sont des actifs financiers composés de fonds ou de titres de maturité initiale supérieure à trois mois, facilement convertibles en trésorerie, et gérés dans le cadre d’un objectif de liquidité.
(10) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(11) Activités régulées comprenant Enedis, Électricité de Strasbourg et les activités insulaires.
(12) Indexation TURPE 5 Distribution de +2,75% et du TURPE 5 Transport de -1,08% au 1er août 2020 et du TURPE 6 Distribution de +0,91 % et du TURPE 5 Transport de +1,09 % au 1er août 2021.

(13) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(14) L’EBITDA de l’hydraulique France est de 3 221 M€ en 2021 et 531 M€ en 2020. Pour les activités de production électrique d’origine renouvelable optimisées au sein d’un portefeuille d’actifs de production plus large, en particulier s’agissant du parc hydraulique France, le chiffre d’affaires et l’EBITDA sont estimés, par convention, comme la valorisation de la production réalisée au prix de marché (ou au tarif d’obligation d’achat), sans tenir compte des effets des couvertures, et tiennent compte de la valorisation de la capacité le cas échéant.
(15) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(16) Les Services énergétiques Groupe comprennent Dalkia, Dalkia Electrotechnics, CHAM, SOWEE, IZI Solutions, IZI Solutions Renov, Izivia, EDEV, EDF China Holding, EDF Pulse croissance et les activités services d’EDF Energy, Edison, Luminus et EDF SA. Il s’agit notamment d’activités d’éclairage urbain, de réseaux de chaleur, de production décentralisée bas carbone à partir des ressources locales, de pilotage des consommations et de mobilité électrique.
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(17) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(18) Ventilation de l’EBITDA aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(19) Aux bornes de Framatome.
(20) Voir communiqué de presse du 8 novembre 2021.
(21) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(22) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(23) Luminus et EDF Belgium.
(24) Capacité nette aux bornes de Luminus. La capacité brute éolienne installée s’élève à 658 MW à fin 2021 (+11,9 %).
(25) Voir communiqué de presse de Luminus du 3 mai 2021.
(26) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments.
(27) La liste exhaustive des communiqués de presse est disponible sur le site internet : www.edf.fr
(28) La liste exhaustive des communiqués de presse est disponible sur le site internet : www.edf-renouvelables.com
(29) La liste exhaustive des communiqués de presse est disponible sur le site internet : www.edfenergy.com
(30) La liste exhaustive des communiqués de presse d’Edison est disponible sur le site internet : www.edison.it
(31) La liste exhaustive des communiqués de presse est disponible sur le site internet : www.framatome.com

(1) Variation organique à périmètre, normes et change comparables vs 2020.
(2) Le résultat net courant n’est pas défini par les normes IFRS et n’apparaît pas en lecture directe dans le compte de résultat consolidé du Groupe. Il correspond au résultat net hors éléments non récurrents, hors variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie et matières premières hors activités de trading et hors variations nettes de juste valeur de titres de dettes et de capitaux propres nets d’impôts.
(3) L’État étant engagé à opter pour un paiement en actions du dividende relatif à l’exercice 2021.
(4) Selon l'acte délégué complémentaire du 02/02/2022 soumis à adoption définitive courant 2022.
(5) Voir communiqué de presse du 12 janvier 2022. Coûts en euros 2015 et hors intérêts intercalaires.
(6) Voir communiqué de presse du 10 février 2022.
(7) Rachat des parts restantes de la holding E2i, et entrée d’un partenaire financier. Edison conserve le contrôle de la nouvelle plateforme.
(8) Voir communiqué du 13 janvier 2022.
(9) ARENH : Accès Régulé à l’Électricité Nucléaire Historique. Attribution de 20 TWh additionnels sur la période du 1er avril au 31 décembre 2022 à un prix de 46,2 €/MWh.
(10) Pour les TRV résidentiels et « bleu professionnels » et tous les clients (résidentiels et professionnels) pour les ZNI.
(11) Voir communiqués de presse du 13 janvier 2022, et du 7 et 11 février 2022.
(12) Ce montant intègre une estimation de l’effet du report tarifaire sur le cash-flow 2022 d’environ 1,5 Mds€ sur la base des prix de marché au 31 décembre 2021.
(13) Basées sur une hypothèse de prix à terme 2022 au 31 décembre 2021.
(14) Cf. communiqué de presse du 13 janvier 2022 « Mesures exceptionnelles annoncées par le gouvernement français ».
(15) Sur la base, à titre purement illustratif, d’un cours de référence de 8 euros par action et d’une décote conforme aux pratiques de marché.
(16) Taux de distribution cible du résultat net courant (ajusté de la rémunération des emprunts hybrides comptabilisée en fonds propres ) compris entre 45 et 50 % pour 2022 et 2023.
(17) Réalisées ou signées : impact sur la dette économique ajustée, selon définition S&P.
(18) Sur la base du périmètre et des taux de change au 01/01/2022. À environnement réglementaire constant (plafond ARENH à 100TWh), avec une hypothèse de prix à terme 2023 au 31 décembre 2021, et compte tenu d’une hypothèse de production nucléaire 2022 et 2023 telle qu’annoncée dans les communiqués de presse des 7 et 11 février 2022.
(19) À méthodologie S&P constante.  

Pièce jointe

• CP FY1 2021 - VDEF