Electricite de France : Les annexes de la présentation (PDF - 7,97 Mo)

RÉSULTATS ANNUELS

2020

ANNEXES

AVERTISSEMENT

Cette présentation ne constitue pas une offre de vente de valeurs mobilières aux États-Unis ou dans tout autre pays.

Aucune assurance ne peut être donnée quant à la pertinence, l'exhaustivité ou l'exactitude des informations ou opinions contenues dans cette présentation, et la responsabilité des dirigeants d'EDF ne saurait être engagée pour tout préjudice résultant de l'utilisation qui pourrait être faite de cette présentation ou de son contenu.

Le présent document peut contenir des objectifs ou des prévisions concernant la stratégie, la situation financière ou les résultats du groupe EDF. EDF estime que ces prévisions ou objectifs reposent sur des hypothèses raisonnables à la date du présent document mais qui peuvent s'avérer inexactes et qui sont en tout état de cause soumises à des facteurs de risques et incertitudes. Il n'y a aucune certitude que les évènements prévus auront lieu ou que les résultats attendus seront effectivement obtenus. Les facteurs importants susceptibles d'entraîner des différences entre les résultats envisagés et ceux effectivement obtenus comprennent notamment la réussite des initiatives stratégiques, financières et opérationnelles d'EDF, l'évolution de l'environnement concurrentiel et du cadre réglementaire des marchés de l'énergie, et les risques et incertitudes concernant l'activité du Groupe, sa dimension internationale, l'environnement climatique, les fluctuations des prix des matières premières et des taux de change, les évolutions technologiques, l'évolution de l'activité économique et cette année, plus particulièrement les effets de la crise sanitaire et le rythme de reprise d'activité dans les différents pays où le Groupe est présent.

Des informations détaillées sur ces risques potentiels et incertitudes sont disponibles dans le Document d'Enregistrement Universel (URD) d'EDF déposé auprès de l'Autorité des marchés financiers le 13 mars 2020, consultable en ligne sur le site internet de l'AMF à l'adressewww.amf-france.org ou celui d'EDF à l'adressewww.edf.fr ainsi que dans le rapport financier semestriel au 30 juin 2020, consultable en ligne sur le site internet d'EDF.

EDF ne s'engage pas et n'a pas l'obligation de mettre à jour les informations de nature prévisionnelle contenues dans ce document pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de cette présentation.

SOMMAIRE

RÉSULTATS ANNUELS 2020

STRATÉGIE ET INVESTISSEMENTS

GROUPE EDF : ORGANIGRAMME (1)

• (1) Organigramme simplifié

  FRANCE - ACTIVITES

  REGULÉES

• (2) Participations avec des intérêts minoritaires non négligeables

• (3) Cf annexe « Performance des actifs dédiés d'EDF SA » en p.128

Entreprises et participations détenues à différents niveaux par le groupe EDF Renouvelables

REHAUSSEMENT DES OBJECTIFS STRATÉGIQUES À HORIZON 2030

Construire un avenir énergétique neutre en CO2 conciliant préservation de la planète, bien-être et développement, grâce à l'électricité et à des solutions et services innovants

Périmètre : (1) Activités du pôle Clients Services et Territoires - Estimation EDF, incluant les économies de CO2 liées principalement aux réseaux de chaleur et de froid, au développement du véhicule électrique et aux certificats d'économie d'énergie ;

(2) Estimation EDF : France, GB, Italie et Belgique (Résidentiel) ; (3) Groupe ; (4) Hors pays prioritaires en Europe (France, Italie, UK et Belgique)

CLIENTS ET TERRITOIRES : OBJECTIFS 2030 ET JALONS 2023

Rester l'acteur de référence de la fourniture d'énergie sur le G4

Excellence de l'expérience client

(8 à 9 clients / 10 satisfaits, confiance en EDF, gamme enrichie, etc.)

Nombre de contrats par client (2)

• (1) Groupe

• (2) Estimation EDF : France, GB, Italie et Belgique (Résidentiel)

>15

18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

(3) Activités du pôle Clients Services et Territoires - Estimation EDF, incluant les économies de CO2 liées principalement aux réseaux de chaleur et de froid, au développement du véhicule électrique et aux certificats d'économie d'énergie

LEADER MONDIAL DE LA PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ BAS CARBONE:

OBJECTIFS 2030 ET JALONS 2023

Énergies renouvelables

Capacité nette ENR

(dont hydraulique)

Nucléaire

en 2023

100 % des jalons des 4ème visites décennales respectés

3 EPR mis en service (Flamanville 3, Taishan 1&2)

2 EPR

en construction (HPC)

2014

2023

2030

OBJECTIFS

(1) Le Plan mobilité électrique d'EDF s'ajoute aux investissements spécifiques réalisés dans ce domaine par Enedis, filiale indépendante d'EDF au sens du Code de l'énergie.

LE PLAN SOLAIRE FRANÇAIS

OBJECTIF

(1)Parts de marché exprimées en capacités brutes installées

LE PLAN STOCKAGE ÉLECTRIQUE (1)

OBJECTIF

• (1) Le groupe EDF poursuit un modèle de développement qui s'appuie sur des partenariats. Tous les projets ne seront pas nécessairement consolidés en intégration globale

(2)Principalement des STEP (Stations de Transfert d'Energie par Pompage)

EPR DE FLAMANVILLE 3 (1 650 MW) (2/2)

• (1) Cf. communiqué de presse EDF du 9 octobre 2019

• (2) En euros 2015 et hors intérêts intercalaires (voir note 10 des comptes consolidés)

• (3) Norme IAS 16 paragraphe 22 portant sur les coûts anormaux exposés dans le cadre d'immobilisations construites par l'entreprise. Ces coûts affectent le résultat net part du Groupe, sans impact sur le résultat net courant

HINKLEY POINT C

• • De nombreuses mesures ont été mises en place (distanciation sociale, détection rapide des cas positifs via des tests en masse, etc.) pour assurer une sécurité maximale des effectifs sur site et de la communauté locale, tout en gardant le site opérationnel. Ces mesures ont été continuellement adaptées et renforcées depuis mars 2020

• • Ces mesures ont permis de maintenir le site en activité tout au long de 2020, mais ont eu un impact significatif sur le niveau de productivité

• • Malgré l'impact de la crise sanitaire, des avancées significatives ont été réalisées en 2020 en priorisant les travaux sur le chemin critique de la construction

• (1) Cf. communiqué de presse publié par EDF le 27 janvier 2021

  DONNÉES CLÉS

  • • Dans le contexte de la pandémie du Covid-19, une revue détaillée du calendrier et des coûts a été engagée afin de mesurer les impacts de la pandémie à ce jour. Cette revue présente les conclusions suivantes (1) :

    • • Le début de production d'électricité par l'Unité 1 est à présent prévu en juin 2026 au lieu de fin 2025, objectif précédent annoncé initialement en 2016

    • • Les coûts à terminaison du projet sont désormais estimés entre £201522 et 23 (2) milliards. Le taux de rentabilité prévisionnel (TRI) pour EDF (différent du TRI du projet) est par conséquent ré-estimé entre 7,1% et 7,2% (3)(4)

    • • Le risque de report de la livraison (COD) des unités 1 et 2 est maintenu à respectivement 15 et 9 mois. La réalisation de ce risque, dont le niveau de probabilité reste élevé, induirait un coût supplémentaire potentiel de l'ordre de £20150,7 milliard. Dans cette hypothèse, le TRI pour EDF serait diminué de 0,3%

  • • Les accords conclus entre EDF et CGN prévoient un mécanisme plafonné et encadré de compensation des surcoûts entre les deux actionnaires en cas de dépassements de budget ou de retard. Compte tenu du niveau prévu des coûts, ce mécanisme est applicable et sera déclenché le moment venu. Le TRI d'EDF communiqué tient compte de ce mécanisme de compensation. Le besoin de financement du projet dépassera d'ici la fin de construction l'engagement contractuel des actionnaires, ce qui pourrait conduire, en cas de désalignement des actionnaires, à des difficultés de financement du projet et, le cas échéant, amener le Groupe à assumer d'ici la fin de construction une part plus importante de ces besoins. Ces accords font partie d'un accord bilatéral d'actionnaires signé entre EDF et CGN en septembre 2016 et sont soumis à une clause de confidentialité.

• (2) Rappel des coûts précédemment annoncés dans le Communiqué de presse du 25 septembre 2019: 21,5 - 22,5 milliards de livres sterling 2015

  Pose du premier rondeau du liner de confinement dans le bâtiment de l'Unité 1 réalisée avec succès en décembre

  Coûts nets des plans d'actions opérationnels, en livres sterling 2015, hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1£= 1,23€

  Coûts déterminés en actualisant l'estimation des coûts du projet en livres sterling courantes avec l'indice du coût de la construction au Royaume Uni (OPI for All New York index)

• (3) Au-delà des objectifs de coût et de délai de construction, ce TRI pour EDF intègre d'autres hypothèses structurantes. En particulier, il est sensible aux hypothèses de taux d'inflation et aux hypothèses de prix de l'électricité après la période du CfD (Contract for Difference) : une variation de l'inflation de 0,1% impacte le TRI de +/- 0,1%, une variation du prix de l'électricité post CfD de £201510/MWh impacte le TRI de +/- 0,1%.

• (4) Taux de rentabilité prévisionnel d'EDF calculé sur la base d'un taux de change de 1£ = 1,13€. Précédent TRI de 7,6% à 7,8% basé sur un taux de change de 1£ = 1,15€

SIZEWELL C

• • Projet d'une nouvelle centrale nucléaire, sur la côte de Suffolk, à Sizewell

• • Deux réacteurs pressurisés européens

  (EPR) britanniques pour une capacité de production totale de 3,2 GW

• • Fourniture d'électricité pour 6 millions de foyers et une production d'électricité sur 60 ans

• • Stratégie de réplication d'Hinkley Point C qui vise à diminuer les coûts grâce à une baisse des dépenses de construction associée à une réduction des risques. Le projet s'appuierait donc sur la technologie

  EPR et bénéficierait du retour d'expérience de Hinkley Point C

(1)

• • Pendant la phase de développement précédant la FID (1), la part d'EDF est de 80 % et celle de CGN de 20 %. EDF a prévu de préfinancer le développement à hauteur de sa quote-part d'un budget initial de 458 M£. La FID est susceptible d'intervenir mi-

  2022. En cas de report de la décision, un accord devrait être trouvé sur le financement des surcoûts induits

• • EDF vise à ce que la répartition des risques avec le gouvernement anglais dans le schéma non encore validé de régulation et de financement permette de trouver des investisseurs tiers lors de la FID et de ne pas consolider le projet (y compris dans le calcul de l'endettement économique par les agences de notation). A ce stade, il n'est pas certain que le Groupe parvienne à cet objectif

• • Il est donc essentiel pour le projet, le gouvernement britannique et les actionnaires actuels, d'obtenir le mécanisme de partage des risques approprié et la structure de financement correspondante avant la FID. La capacité d'EDF à prendre une FID sur Sizewell C et à participer au financement de ce projet au-delà de la phase de développement pourrait dépendre de la maîtrise opérationnelle du projet Hinkley Point C, de la définition d'un cadre de régulation et de financement adapté, de l'existence suffisante d'investisseurs et de financeurs intéressés dans le projet. Aucune de ces conditions n'est assurée à ce jour

• • La non obtention du cadre de financement adapté et de la régulation appropriée pourrait conduire le Groupe à ne pas prendre la décision d'investissement ou à prendre une décision dans des conditions non optimales

FID = Final Investment Decision

• • L'étude du Development Consent Order (DCO)

  devrait débuter en avril 2021. La décision du

  Secrétaire d'Etat est attendue d'ici avril 2022.

  Le coût de construction inclus dans le DCO est donné à titre illustratif et non contraignant

• • Annonces du gouvernement britannique au

  T4 2020 pour préparer la neutralité carbone en 2050 avec l'ambition de mener au moins un projet de centrale nucléaire de forte puissance avec l'objectif d'une décision finale d'investissement d'ici la fin de la législation actuelle (2024)

• • Le gouvernement britannique a déclaré qu'il allait engager des discussions avec EDF sur le financement du projet Sizewell C dans la mesure où il étudie les options pour concrétiser cette ambition

• • Le gouvernement a également déclaré qu'il continue d'examiner les options de financement pour le nouveau nucléaire, y compris le modèle de financement sur base d'actifs régulés (BAR)

• • En outre, compte tenu de l'ampleur du défi financier, le gouvernement britannique pourrait examiner la possibilité de participer au financement pendant la construction, sous réserve qu'il y ait un bénéfice pour le consommateur et le contribuable

Visant l'excellence de la filière nucléaire française

DÉPLOIEMENT DU PLAN EXCELL

En 2020, 10 projets de transformation conduits pour mettre en œuvre les engagements de décembre 2019 et réaliser 25 nouveaux engagements d'ici mi-2021, autour de 5 axes majeurs :

AMBITIONS

Retrouver durablement la maîtrise des opérations de soudage des constructions neuves et en exploitation (plan soudage)

JAITAPUR

Au travers du projet Jaitapur, le groupe EDF est impliqué dans la coopération nucléaire civile franco-indienne depuis 2010 dans le cadre d'accords bilatéraux signés entre la France et l'Inde. Il appuie directement les objectifs de transition énergétique du gouvernement indien affirmés lors de la Conférence de Paris de 2015 qui visent à accélérer la croissance des énergies renouvelables et du nucléaire dans le pays. Jaitapur, dans l'État du Maharashtra sera le plus grand site de production nucléaire au monde

Agissant comme chef de file de la filière nucléaire française, EDF est entré en négociation exclusive avec NPCIL depuis 2016

• • Il est prévu que NPCIL, en tant que propriétaire et futur exploitant de la centrale nucléaire de Jaitapur, soit responsable de l'obtention de l'ensemble des autorisations et certifications requises en Inde, de la construction de l'ensemble des six réacteurs et des infrastructures de site. Durant la phase de construction, NPCIL bénéficierait d'une assistance d'EDF et de ses partenaires industriels

• • Conformément au calendrier fixé dans l'IWFA, EDF et ses partenaires ont remis à NPCIL une offre complète conditionnée non-engageante le 14 décembre 2018. Le processus de convergence technique et commerciale s'est poursuivi en 2020 avec le client NPCIL afin de permettre à EDF de remettre son offre engageante et conditionnée dans le courant du premier semestre 2021. À fin 2020, certains sujets technico-commerciaux significatifs n'ont pas fait l'objet d'une convergence

• • EDF vise la signature d'un General Framework Agreement dans les mois suivants la remise de l'offre, ce qui permettrait de lancer les activités d'exécution du projet

• (1) Cf. communiqué de presse publié par EDF le 8 novembre 2018.

• (2) Consolidation par mise en équivalence.

• (3) IFC (International Finance Corporation) est une institution de financement du développement, membre du Groupe de la Banque mondiale

• (4) Incluant la BAD, IFC, CDC, les institutions bilatérales européennes emmenées par Proparco (AFD, DEG et FMO), la BEI, OFID, EAIF et AFC. Banques locales : Attijari/SCB, BICEC, SG Cameroun et Standard Charted

Les chiffres présentés par la Cour des comptes dans son rapport du 10 février 2016 portent sur un horizon de temps plus long, allant jusqu'à 2030, et incluaient, au-delà des investissements, les dépenses d'exploitation de maintenance. Les deux évaluations sont cohérentes, comme le précise la Cour des comptes dans son rapport. En effet, dans le chiffrage global tel que présenté par la

Cour des comptes proche de 100 Mds€2013 pour la période 2014-2030, il convient de distinguer les dépenses d'investissement estimées à 74,73 Mds€2013, et celles d'exploitation estimées à 25,16 Mds€2013. Au sein des 74,73 Mds€2013 de dépenses

49,4 Mds €

Chronique actuelle

d'investissement entre 2014 et 2030, 55 Mds€2011 sont dédiés à la période 2014-2025, ce qui permet de relier les deux chiffrages établis par le groupe EDF et la Cour des comptes

• (2) Voir communiqué de presse du 29 octobre 2020

• (3) Ceci n'intègre donc pas de nouvelles mesures éventuelles de confinement ou autres mesures restrictives sur l'activité

EDF, ACTEUR DU SECTEUR DE L'HYDROGÈNE

(1)

McKingley report - Hydrogen Council 2019

(2) Soit 65 M€ d'investissements nets

POD POINT

• • Acquisition de Pod Point (1) grâce à une joint-venture avec Legal&General Capital, qui a pris une participation de 23% de Pod Point aux côtés d'EDF

• • Le plus gros investissement du groupe EDF dans les véhicules électriques fait partie de son ambition de devenir la première entreprise du secteur de l'énergie dans la mobilité électrique en France, au Royaume Uni, en Italie et en Belgique

• • Exploite 86 000 bornes de recharge au

  Royaume Uni et 9 000 autres en Norvège

• • ~ 35 000 bornes de recharges installées ou vendues en 2020

• • A développé un large réseau de connexion entre les conducteurs de véhicules électriques et plus de 3 000 zones de chargement

• • Propose une offre de bornes de recharge intelligentes à domicile pour les clients individuels

• • Améliorer la flexibilité et la fiabilité du réseau électrique pour faciliter l'intégration des énergies renouvelables

• • Développement des véhicules électriques pour remplacer le pétrole grâce à un réseau de stations de chargement rapides et intelligentes dans tout le pays (solutions de chargement à domicile, au travail et publiques)

• (1) Voir le communiqué de presse publié par EDF le 13 février 2020

• (2) Données au 31/12/2020

INTERNATIONAL - FAITS MARQUANTS 2020

(1) Station de Transfert d'Énergie par Pompage

RÉSULTATS ANNUELS 2020

ESG

Neutralité carbone : au cœur de notre raison d'être

•  En ligne avec sa raison d'être, EDF a pour ambition d'atteindre la

  neutralité carbone d'ici 2050.

•  En 2020, le groupe EDF s'est engagé à sortir de la production d'électricité à base de charbon d'ici 2030 toutes zones géographiques confondues

•  En 2020, le Groupe a fixé de nouveaux objectifs de réduction de gaz à effet de serre à l'horizon 2030, couvrant à la fois ses émissions directes

  (scope 1) et ses émissions indirectes (scope 2 et 3). Le 7 décembre, ces objectifs ont été validés comme s'inscrivant dans une trajectoire « Well

  Below 2°C » par l'initiative Science Based Targets

•  En cohérence avec ces objectifs validés par SBTi, le groupe EDF se fixe les objectifs 2030 suivants :

  • • 25 MtCO2eq pour les émissions de scope 1 du Groupe en 2030 avec un jalon intermédiaire en 2023 de 28 à 30 MtCO2eq. Cette fourchette tient notamment compte des incertitudes sur les scénarios post crise sanitaire

  • • 35 gCO2/kWh pour l'intensité carbone de l'électricité et de la chaleur produites par le Groupe en 2030

  • • Réduction de 28%, comparée à 2019, des émissions de l'ensemble du scope 3 d'ici 2030

•  La réduction continue des émissions du Groupe, avec une intensité carbone pour le Groupe de 51 g/kWh à fin décembre 2020 confirme les engagements d'EDF dans son objectif de neutralité carbone

(2)

2013

2017

2018-2020

2023

2030

2050

• (1) La neutralité carbone serait atteinte en 2050 grâce à des émissions directes de CO2 quasi-nulles, une réduction des émissions indirectes aussi importante que possible, et une compensation des émissions résiduelles par des projets à émissions négatives

• (2) Moyenne des émissions de 2018 à 2020

ENGAGEMENTS RSE DÉCLINÉS SELON LES 4 ENJEUX DE LA RAISON D'ÊTRE

Construire un avenir énergétique neutre en CO2 conciliant préservation de la planète, bien-être et développement, grâce à l'électricité et à des solutions et services innovants (1)

GREEN BONDS : LES ENGAGEMENTS D'EDF

Modernisation et amélioration d'actifs hydroélectriques existants (France et International)

LE GREEN BOND FRAMEWORK D'EDF SUIT LES MEILLEURES PRATIQUES

DE MARCHÉ ET LES GREEN BOND PRINCIPLES

• - Développement de nouvelles capacités de production renouvelables

• - Rénovation et modernisation d'actifs hydroélectriques existants avec pour objectif:

  •  d'améliorer leur efficacité, leur flexibilité et leur capacité à contribuer à répondre aux besoins des systèmes électriques qui évoluent au fur et à mesure que la part des moyens de production intermittents augmente dans le mix énergétique

  •  d'adapter les actifs hydroélectriques existants aux changements climatiques

• - Solutions d'efficacité énergétique afin de permettre à l'ensemble des clients d'EDF de mieux utiliser l'énergie, principalement grâce à sa filiale Dalkia

• - Biodiversité, pour permettre à EDF de continuer à poursuivre son ambition d'avoir un impact positif sur la biodiversité, en allant d'une simple prévention à des améliorations mesurables

5 - REVUE EXTERNE

• - Opinion externe ex-ante: niveau d'assurance « raisonnable » délivré par Vigeo Eiris sur le Gren Bond Framework d'EDF (leur niveau le plus élevé)

• - Attestation ex-post: rapport annuel émis par un auditeur externe, Deloitte, sur l'allocation des fonds et la conformité des émissions Green Bonds avec le Green Bond

  Framework et les Green Bond Principles, et de la conformité des modalités de détermination des émissions de CO2

GREEN BONDS : ALLOCATION DES FONDS

d'émission(1) (en années) (en millions de devises)

Nominal à

Date

Maturité l'émissionDevise

Nouvelles capacités renouvelables(2)Investissements dans les ouvrages hydrauliques (2)Projets d'efficacité énergétique

Projets de biodiversité

Total

(% des fonds levés)

HydroRenouvelablesTotal

869 869

728 728

28

110

518 656

7 7

74 74

50 50

28

110

2 246

2 384

(1)Date de réception des fonds

Entité

Total

EDF ENR 3

Luminus 7

EDF Hydro 138

EDF Renouvelables Total

2 236 2 384

Montant du look-back

dont capacités renouvelables dont projets biodiversité

(2) Depuis 2019, les fonds Green Bonds financent des investissements éligibles de Luminus en Belgique : construction de parcs éoliens et rénovation d'une centrale hydraulique. Et depuis 2020 pour EDF ENR: installation d'ombrières photovoltaïques

• 1 477

• 1 461 16

GREEN BONDS : ÉMISSIONS DE CO2 ÉVITÉES

Date d'émission

Fonds levésFonds alloués

Part des investissements

Projets financés par le Green Bond totaux financés par le Green

26 000 M¥

11 979 M¥

2 246 M€

14 projets (5) + 4 rachats de portefeuille par EDF Renouvelables,

2,4 Md€

2 projets EDF ENR, 2 projets Luminus

138 M€

200 opérations EDF Hydro

Dont 1 projet financé à la fois par le Green Bond d'octobre 2015 et celui d'octobre 2016

BondCapacité totale des projets financés

(en MW)

Production supplémentaire attendue

(en TWh/an)

Brute (1)

Nette (2)

Brute (1)

Nette (2)

Brut (1)

87 %

142

133

0,1

0,05

0,01

0,01

77 %

1 355

1 088

4,0

3,1

1,59

1,15

100 %

123

123

0,03

0,03

0,001

0,001

Total

6 746

5 084

20,6

14,6

8,94

6,27

NB: La liste détaillée des projets Renouvelables et des opérations d'investissements hydraulique par catégorie est publiée dans l'URD 2020 d'EDF

• (1) Somme des impacts bruts de chaque projet recevant un financement du Green Bond correspondant

• (2) Somme des impacts de chaque projet pondérés de la part de l'investissement total financé par le Green Bond correspondant

• (3) Dont 1 projet financé à la fois par le Green Bond de novembre 2013 et celui d'octobre 2015

(4)

• (5) Dont 2 projets financés à la fois par le Green Bond d'octobre 2016, de janvier 2017 et de septembre 2020

• (6) Part des investissements financée par EDF prise en totalité, y compris la moitié du montant d'investissement du projet Romanche-Gavet

• (7) Uniquement lié à la production supplémentaire attendue des investissements de développement, y compris la moitié de la production supplémentaire attendue du projet Romanche-Gavet

NOTATIONS EXTRA-FINANCIÈRES

en hausse par rapport à 2019

maintien de la notation par rapport à 2019

Moyenne du secteur

C

A

Climate Change 2020

A-

B

61

2020

Maintien dans les principaux indices extra-financiers (liste non exhaustive): DJSI World, STOXX ESG Leaders, FTSE4Good, MSCI: CLIMATE CHANGE, ESG SCREENED, ESG UNIVERSAL, WORLD CLIMATE CHANGE, CLIMATE CNG EU

PARIS ALIGNED … Euronext VE : WORLD120, EUROZOE 120, EUROPE 120,

France 120

A

BBB

84

43

71

57

2020

2020

Principales coalitions internationales d'EDF

78

49

2020

RÉSULTATS ANNUELS 2020

ÉNERGIES RENOUVELABLES

EDF, LEADER EUROPÉEN DES ÉNERGIES RENOUVELABLES

CAPACITÉ NETTE INSTALLÉE : 33,3 GW (1)

25,9 GW

4,7 GW

1,1 GW

0,8 GW

CAPACITÉ PAR FILIÈRES

(1) Capacité installée indiquée en net, correspondant aux données consolidées selon la participation d'EDF dans les sociétés du Groupe, y compris participations dans les entreprises associées et coentreprises

(2)Incluant l'énergie marine pour 0,24 GW

UN PORTEFEUILLE DE PROJETS ÉOLIENS ET SOLAIRES DE PRÈS DE 60 GW (1)

UN PORTEFEUILLE DE PROJETS DIVERSIFIÉ GÉOGRAPHIQUEMENT …

• (1) Pipeline hors capacités en construction. Données brutes correspondant à 100% de la capacité des projets concernés

• (2) À compter de 2020, l'intégralité des projets en prospection est intégrée dans le portefeuille

• (3) Potentiel de mise en construction d'un pipeline 2020 non probabilisé

… ET ÉQUILIBRÉ ENTRE ÉOLIEN ET SOLAIRE

Portefeuille de projets (2) (en GW)

Répartition du portefeuille de projets par date de mise en construction (en GW) (3)

Sécurisé ***

En développement **En prospection *

* Démarrage de l'identification des terrains et des études préliminaires ** Sécurisation foncière suffisante et début des études techniques *** Sécurisation d'un tarif d'achat d'électricité (suite à appel d'offres, enchère, négociation de gré à gré)

26

2021-2022

2023-2025

> 2025

UNE FORTE CROISSANCE ATTENDUE GRÂCE À PLUS DE 14 GW DE PROJETS DÉJÀ SÉCURISÉS

NB: La présente communication contient des données prospectives basées sur des objectifs. Bien que la direction estime que ces données sont raisonnables, les investisseurs sont alertés sur le fait que ces données sont soumises à de nombreux risques et incertitudes qui peuvent impliquer que les résultats et développements attendus diffèrent significativement de ceux qui sont exprimés

• (1) Solaire et éolien. Données brutes correspondant à 100% de la capacité des projets concernés

• (2) Pour mémoire, l'objectif 2023 fixé en 2019 était de 32,4 GW, rehaussé en 2020 à 33,5 GW

UNE ACCÉLÉRATION ÉQUILIBRÉE ENTRE LES ZONES GÉOGRAPHIQUES ET LES TECHNOLOGIES

NB: La présente communication contient des données prospectives basées sur des objectifs. Bien que la direction estime que ces données sont raisonnables, les investisseurs sont alertés sur le fait que ces données sont soumises à de nombreux risques et incertitudes qui peuvent impliquer que les résultats et développements attendus diffèrent significativement de ceux qui sont exprimés

OBJECTIF CAPACITE INSTALLEE NETTE 2024 (GW) (1)

CAPACITE ADDITIONNELLE NETTE 2021-2024 PAR GEOGRAPHIE (GW) (1)

21

18

10,6

6,8

2015

2020

2023

2024

(1) Solaire et éolien. Capacité installée indiquée en net, correspondant aux données consolidées selon la participation d'EDF dans les sociétés du Groupe, y compris participations dans les entreprises associées et coentreprises

DES REVENUS SÉCURISÉS PAR DES CONTRATS LONG TERME

CONTRACTUALISATION DES REVENUS CONSOLIDÉS 2021 DE LA PRODUCTION RENOUVELABLE (en %) (1)

• (1) Basé sur l'estimation des revenus 2021 des actifs consolidés en intégration globale

• (2) Pondération selon l'estimation des revenus 2021 des actifs consolidés en intégration globale

DURÉE RÉSIDUELLE MOYENNE DES CONTRATS LONG TERME (en années) (2)

DÉVELOPPEMENTS ÉOLIENS EN MER EN FRANCE : 5 PROJETS POUR UNE CAPACITÉ TOTALE DE + DE 2 GW, DONT PRÈS D'1 GW EN CONSTRUCTION

Construction en cours du parc éolien en mer de Saint Nazaire (débutée en 2019, mise en service prévue en 2022, investissement totaux de ~ 2 Mds€, partenariat avec Enbridge)

DES AVANCÉES MAJEURES EN 2020

• • Parc éolien en mer de Fécamp

  Poursuite des développements

  • • Début de la construction du parc éolien en mer de Courseulles-sur-Mer (investissements totaux de ~ 2 Mds€, partenariat avec Enbridge et wpd) prévue en 2021 pour une mise en service d'ici 2024

  • • Développement en cours du parc éolien en mer de Dunkerque

    Développement en cours de Provence Grand Large, un projet pilote d'éolien flottant : contrat attribué à EDF Renouvelables pour l'installation de trois turbines de 8 MW sur des

    • • Lancement de la construction en juin 2020

    • • Mise en service prévue en 2023

    • • Investissement totaux de ~2 Md€, partenariat avec

      Enbridge et wpd

• (investissement totaux de ~1 Mds€, partenariat avec Enbridge et Innogy) : débat public mené au 2ème semestre 2020

fondations flottantes au large de Fos-sur-Mer

Dunkerque

Fécamp~600 MW

DÉVELOPPEMENTS ÉOLIENS EN MER HORS FRANCE: PRÈS DE 4 GW EN DÉVELOPPEMENT, 450 MW EN CONSTRUCTION EN ÉCOSSE

• • Développement en cours au large de la côte du New Jersey

• • Joint venture avec Shell

• • Sécurisation d'une zone de 742 km2 à 12-16 km du rivage en eau peu profonde (~20m)

• • Offre soumise au New Jersey RFP le 10 décembre 2020 pour un maximum de 2,3 GW

• •Joint-venture avecChina Energy

  Renewables, filiale du groupe China Energy Investment Corporation

• • Capacité totale : 502 MW (Dongtai IV:

  302 MW, Dongtai V : 200 MW)

• • Mise en service de Dongtai IV en décembre 2019, Dongtai V en construction (mise en service prévue en 2021)

PROJET AL DHAFRA: LE PLUS GRAND PROJET SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE (2 GW) AU MONDE À DATE REMPORTÉ PAR LE CONSORTIUM EDF-JINKO

Réussites 2020:

• • Juillet : EDF Renouvelables et Jinko Power ont remporté l'appel d'offres lancé par EWEC (Emirates Water and Electricity Company) pour le projet photovoltaïque Al Dhafra à Abu Dhabi (UAE)

• • Décembre : financement sécurisé

Données clés du projet :

• • Localisation : 35 km au sud de la ville d'Abu Dhabi

• • Capacité : 2GW (plus grand projet de centrale solaire photovoltaïque au monde, pouvant alimenter en électricité chaque année l'équivalent de 160 000 foyers)

• • Actionnariat : partenariat public-privé (PPP). EDF Renouvelables et

  Jinko Power détiendront chacun 20% des parts. Les autres 60% seront détenus par TAQA et Masdar

• • Technologie : modules bifaciaux

UN MODÈLE D'AFFAIRES DURABLE, S'APPUYANT SUR DES AVANTAGES

• (1) Equipes internes du Développement, Ingénierie et Construction d'EDF Renouvelables. Hors contractuels et partenaires

  CRÉATION DE VALEUR:

  +150-200 Bps

  D'ÉCART (2) ENTRE LE TRI ET LE CMPC

• (2) Performance moyenne historique estimée dans le cadre d'une analyse de rentabilité des projets d'EDF Renouvelables (scope: 81% des capacités installées, 6,6 GW nets, 118 projets, 14 pays). Le calcul du TRI intègre différentes hypothèses, notamment sur l'évolution des prix de marché, hors volumes et périodes couvertes par les PPA

~18 GW D'O&M : UNE EXPERTISE FORTE, FACTEUR DE DIFFÉRENCIATION

522 MW495 MWc

261 MWc

• - 18 GW de contrats O&M

  (+ 2,1 GW vs. 2019)

• - 10 pays

• - 3 technologies (solaire PV, éolien terrestre, éolien en mer)

- Pilotage à distance et optimisation en temps réel via un centre de contrôle des opérations de technologie de pointe et des équipes techniques sur le terrain

- Digitalisation et supervision en tempsréel, innovation continue et maintenance prédictive

Création en cours d'une base de données pour optimiser la performance des actifsUne crédibilité forte vis-à-vis des fabricants de turbines et les investisseurs tiers

- Un meilleur positionnement prix pour les réponses aux appels d'offres - Une optimisation des contrats grâce à la mise en compétition des fournisseurs de turbines pour les contrats d'O&M initiaux ou de renouvellement - Une optimisation du projet dès les phases initiales (développement, construction…)

CAPACITÉ NETTE INSTALLÉE ET EN CONSTRUCTION AU 31 DÉCEMBRE 2020

CAPACITÉS INSTALLÉES ET EN CONSTRUCTION, ÉOLIEN ET SOLAIRE AU 31 DÉCEMBRE 2020

Brute (1)

Nette (2)

NB : Les valeurs correspondent à l'expression à la première décimale ou à l'entier le plus proche de la somme des valeurs précises, compte tenu des arrondis

• (1) Capacité brute : capacité totale des parcs dans lesquels EDF est actionnaire

• (2) Capacité nette : capacité correspondant à la part du capital détenue par EDF

RÉSULTATS ANNUELS 2020

RÉGULÉ

UN BUSINESS MODEL RÉGULÉ DANS UN MODÈLE DE CONCESSIONNAIRE OBLIGÉ

Les activités régulées représentent plus de 5 Mds€ d'EBITDA

‒

(1)Les activités insulaires incluent la Corse, Martinique, Guadeloupe, Guyane, La Réunion, Saint Pierre et Miquelon, Saint Barthélémy, Saint Martin et les îles du Ponant

Le plus grand réseau de distribution en Europe.

Des actifs clés en France

Répartition de l'EBITDA des activités régulées d'EDF en 2020

Activités insulaires(1)

• ‒ Le principal réseau de distribution en France : dessert 95% de la population métropolitaine continentale (les 5% restants étant couverts par des Entreprises Locales de Distribution (ELD) au nombre de ~170).

• ‒ Un modèle d'affaires régulé : ENEDIS a le monopole national de 421 contrats de concessions. Une grande majorité des contrats a déjà été renouvelée pour une période de 25 à 30 ans.

• ‒ Représente environ un quart de l'EBITDA, des investissements et des salariés du Groupe EDF

• ‒ Modèle d'affaires intégré incluant production, achat d'électricité, distribution (via des concessions) et fourniture au tarif réglementé de vente.

• ‒ Activités de réseau : rémunération similaire à celle d'Enedis.

• ‒ Activités de production : pour les actifs mis en service avant le 06/04/2020, rémunération de 11%. Pour les actifs mis en service après le 06/04/2020, entre 7 et 12%.

ENEDIS(1) : LE LEADER EN EUROPE DES RÉSEAUX DE DISTRIBUTION

BIEN POSITIONNE

VS PAIRS…

… en termes de nombre de clients …

En millions de points de livraison

37

31

22

12

11

Données issues des rapports annuels 2019 des opérateurs

SAIDI - Temps de coupure, hors événements exceptionnels, en minutes par client par an

116,0

Données CEER 2016 y compris temps de coupure transport

• (1) Enedis est une filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie en France

• (2) Correspond au nombre de points de livraison

• (3) Indicateur y compris transport, hors entreprises locales de distribution. Le temps de coupure au périmètre ENEDIS était de 64 minutes.

• (4) Spécificité pour l'Allemagne, dont le réseau est beaucoup plus dense que dans les autres pays

ENEDIS(1) : UNE PERFORMANCE OPÉRATIONNELLE DE PREMIER PLAN

Performance opérationnelle de premier plan…

Temps de coupure (2)

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Stabilité du temps de coupure depuis 2014 aux alentours de 64 minutes

• (1) Enedis est une filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie en France

• (2) Hors événements exceptionnels et incidents sur le réseau de transport

… qui permet d'obtenir régulièrement le bonus de la régulation incitative

Le bonus de la Régulation Incitative a systématiquement été obtenu depuis 2014 (en M€)

50

25

0

-25

-50

TURPE 5

Augmentation des MIN/MAX à partir de TURPE 5, qui passe de 80 M€ pour le TURPE 4 à 194 M€ pour le TURPE 5 : cela permet d'augmenter le potentiel de rémunération en cas de bonne performance opérationnelle.

LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE AU SERVICE DES TERRITOIRES

UN PROJET INDUSTRIEL ET HUMAIN 2020-2025 QUIS'APPUIE SUR 8 ENGAGEMENTS ALIGNÉS SUR LES OBJECTIFS DE L'ONU

• • Atteindre 70% d'indice d'engagement des salariés en2024 (vs. 58% en 2019)

• • Viser zéro accident grave ou mortel pour les équipes et les prestataires

• • Créer 20 activités nouvelles

  (communautés énergétiques, solutions de mobilité électrique, services de données, …) dans le cadre de projets et/ou de partenariats

• • Permettre à 100% des clients de suivre leur consommation pour mieux la maitriser grâce au compteur communicant et de bénéficier d'une offre innovante de leur fournisseur

• • Réduire l'empreinte carbone d'Enedis de 20% en 2025 et atteindre la neutralité carbone en 2050

• • Avoir l'un des meilleurs rapports qualité / prix en Europe

• • Diviser par deux le délai de raccordement des clients d'ici à 2022 par rapport à 2020

• • Rétablir 90% des clients en 2 jours en cas d'incident climatique majeur sur le réseau

ENEDIS : TURPE 6, UN CADRE RÉGULATOIRE MATURE

Eléments clés de la rémunération : une logique de cost +

en Mds€

14

(chiffres 2021 estimés issus de la délibération de la CRE)

12

10

8

6

4,6

4

4,9

2

Ajustement en fonction des éléments exceptionnels (à la hausse comme à la baisse) vs EBIT autorisé

0

EBIT régulé

D&A

Charges de capital

Charges nettes d'exploitation

Charges du système électriqueCRL Linky et CRCP CA acheminement

(1)

(2)

• (1) Net du chiffre d'affaires hors acheminement

• (2) Charges du système électrique = achat transport à RTE + achat des pertes réseau

• (3) CRCP = Compte de Régularisation des Charges et des Produits ; CRL Linky = Compte Régulé de Lissage Linky

0,1

Pas d'exposition aux variations de volumes distribués (nb de clients, TWh distribués dont effet climat) vs trajectoire définie par le régulateur

14,1

Régulation incitative : gains de productivité, qualité de service et continuité d'alimentation, R&D et réseaux intelligents

(3)

(4)

• (4) Données en normes françaises. L'écart avec les normes IFRS correspond principalement à la contribution d'Enedis au Fonds de Péréquation de l'Electricité

• (5) Facteur k = évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, provenant de l'apurement du solde du

  CRCP

• (6) Charges de capital + charges d'exploitation + charges du système électrique

STRUCTURE DE RÉMUNÉRATION TURPE 6 : UN PROFIL DE RISQUE FAVORABLE

Un mécanisme de rémunération fondé sur un rendement garanti

Chiffres au 01/01/2021

• (1) Marge sur actif = Bêta de l'actif x Prime de risque de marché / (1 - Taux d'IS) = 0,36 x 5% / (1 - 26,47%) = 2,5%

• (2) Taux de rémunération additionnel appliqué aux CPR = Taux sans risque / (1 - Taux d'IS) = 1,7% / (1 - 26,47%) = 2,3%

• (3) Taux de rémunération des actifs Linky = Taux de base + prime de rémunération attendue = 7,25% + 3% = 10,25%

• ‒ Rémunération des actifs opérés peu dépendante de l'évolution des taux : stabilité à 2,5% depuis TURPE 4

• ‒ Rémunération des capitaux propres régulés : baisse de 4 à 2,3% afin de tenir compte de la baisse des taux sans risque et du taux de l'impôt sur les sociétés (IS) en France.

• ‒ CRCP : un mécanisme globalement confirmé. Le CRCP d'entrée représente un montant de créances de 588 M€ (7) à étaler sur les 4 années du TURPE 6.

• ‒ Régulation Incitative : objectifs renforcés, en particulier sur la qualité de service.

• ‒ Principale nouveauté: indexation tarifaire annuelle intégrant 0,31% de rémunération en complément de l'inflation.

(4)

En supposant la réalisation effective de la prime de rémunération attendue

• (5) Charges de capital + charges d'exploitation + charges du système électrique

• (6) Applicable à partir du 1er août 2021

• (7) Délibération de la CRE

UNE CROISSANCE RÉGULIÈRE DE LA BAR ET DES CAPITAUX PROPRES RÉGULÉS

en Mds€

60

56

52

48

44

en Mds€

12

10

8

6

4

2

0

• (1) Travaux réalisés par les concédants et remis à Enedis + environ 0,4Md€ pour l'intégration des colonnes montantes hors concession en 2020 (loi ELAN)

Evolution annuelle de la BAR

CAPEX mis en service

Evolution annuelle des CPR

CPR au 01/01/2020

Amortissement des

(2)Chiffres issus de la délibération de la CRE du 21 janvier 2021

Remises d'ouvrages (1)

Amortissement de la BARSorties d'actifsBAR au 01/01/2021

Autres

CPR au 01/01/2021

BAR au 01/01/2024

CPR au 01/01/2024

CPR

LINKY (1) : UN CADRE TARIFAIRE INCITATIF

Chronique d'investissement sur 2014 - 2021

en Mds€

0,8

0,8

2015

2016

2017

2018

2019

2020

• (1) Linky est un projet mené par Enedis, filiale indépendante d'EDF en vertu des dispositions du Code de l'énergie en France

• (2) Chiffres estimés

Linky - Rémunération

7,25 %

Taux de rémunération nominal des actifs avant impôts

+

 quasi sécurisée

2021(2)

• (3) Prime additionnelle de 3 % / Pénalités de - 2 %, conditionnée au respect des coûts, des délais et la performance du système durant la phase de déploiement

• (4) Les coûts à terminaison du programme ont été revus à la baisse après prise en compte des prix des derniers marchés de matériels (compteurs concentrateurs) et de prestation de pose signés

LINKY: UNE CONTRIBUTION SIGNIFICATIVE AU CASH-FLOW À PARTIR DE 2022

Une contribution significative au Cash-Flow à partir de 2022…

… en ligne avec l'évolution de la BAR Linky

1 000

3 500

-800 -1 000

0 -200 -400 -600

800

600

400

200

(1) A normes comptables actuelles

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

ACCÉLÉRATION DES INVESTISSEMENTS SOUTENANT LA CROISSANCE DE L'EBITDA

… dans un contexte de développement des nouveaux usages et de la transition écologique

Véhicules électriques

Stockage

• (1) Hors Linky

• (2) EBITDA régulé y compris CRL Linky, hors impacts climatiques, etc., dont les effets sont compensés les années suivantes grâce au mécanisme du CRCP

ENEDIS (1) : CHIFFRES CLÉS

En millions d'euros

Chiffre d'affairesEBITDARésultat net courantInvestissements opérationnels bruts (2)

• (1) Enedis est une filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie ; données locales

(2)Y compris Linky

2019

2020

∆%

14 161

14 211

+0,4 %

4 140

4 285

+3,5 %

779

835

+7,1 %

4 270

3 874

-9,3 %

ACTIVITÉS INSULAIRES (1): RÉGULATION SPÉCIFIQUE ET PERFORMANCE OPÉRATIONNELLE SOUTENANT DES REVENUS STABLES

Production : 11% de rémunération pour les actifs mis en service entre 2006 et avril 2020 (7,25% avant) / entre 7% et 12% ensuite (décision attendue au T2 2021)

Réseaux - Systèmes Energétiques Insulaires : (FPE (3))

‒ 6,4% de rémunération des capitaux propres régulés (0,7 Md€) ‒ 2.5% de rémunération de la BAR (2,5 Md€)

• ‒ Programme de compteurs communicants : installer et opérer 1,2 millions de compteurs communicants d'ici fin 2024. A fin 2020, environ 400k compteurs communicants déjà installés et opérés : programme en bonne voie.

• ‒ Efficacité énergétique: actions d'économies d'énergie pérennes (isolation, chauffe-eaux solaires…) avec par exemple une diminution de 2% de la consommation en 2019.

• ‒ Décarbonation: insertion des ENR, développement et exploitation d'une trentaine de smart grids, programme d'électrification en zones isolées. conversion à la biomasse liquide des centrales en exploitation de Port Est, Pointe Jarry et Bellefontaine, ainsi que de la future centrale du Larivot.

• (1) Les activités insulaires incluent la Corse, Martinique, Guadeloupe, Guyane, La Réunion et Saint Pierre et Miquelon

• (2) ZNI = zones non interconnectées

Taux de disponibilité EDF PEI en %

96,3

95,2

96,2

96,3

EBITDA normalisé *

De l'ordre de 780 M€ / an**

* Retraité de l'effet du compte de régularisation (4) ** Dont environ un tiers lié à l'activité réseaux et hors compte de régularisation

2018

2019

2020

(3) FPE: Fonds de Péréquation de l'Electricité, période actuelle de 4 ans qui court de début 2018 à fin 2021

(4)

CRCP du FPE

RÉSULTATS ANNUELS 2020

FRANCE - PRODUCTION ET COMMERCIALISATION

PRODUCTION NUCLÉAIRE FRANCE

(en TWh)

Production cumulée 2019

-11,6%

(1)Chiffres estimés

S1

9M

12M

BILAN ÉLECTRIQUE FRANCE

En TWh

Obligations d'achat

Achats LT et structurés 5-3

Thermique 9

Hydraulique(1) 45

Ventes structurées, enchères et autres(2)

Clients finals 247-26

NB : EDF hors activités insulaires

60

454

-1 +5

Nucléaire 335-44

• (1) Production hydraulique après déduction du pompage : 38,5 TWh sur 2020 / 33,4 TWh sur 2019

• (2) Y compris pompage hydraulique pour 6,2 TWh sur 2020 / 6,3 TWh sur 2019

En TWh

Ventes nettes marché

454

54-9

Fourniture ARENH 124+4

29-9

ÉVOLUTION DU « LOAD FACTOR » ET DE LA PRODUCTION NUCLÉAIRE

Kp (%)

TWh

80

70

60

440

400

360

320

(1)Réacteur à Eau Pressurisée

VISITES DÉCENNALES (VD) DU PARC NUCLÉAIRE

Nombre de visites décennales (VD)

1 450 MW

1 300 MW

900 MW

5èmes VD du palier 900 MW

3èmes VD du palier 1300 MW

2èmes VD du palier 1450 MW

4èmes VD du palier 1300 MW

3èmes VD du palier 1450 MW

PRODUCTION HYDRAULIQUE EDF

(en TWh)

Production cumulée 2019(1)Production cumulée 2020(1)

+ 12,6 %

(1)Production hydraulique hors activités insulaires avant déduction de la consommation du pompage.

• (2) Production après déduction de la consommation du pompage : 33,4 TWh sur 2019 et 38,5 TWh sur 2020

(3)Taux de remplissage des retenues en énergie

Mars

Juin

Sept.

Déc.

FOURNITURE D'ÉLECTRICITÉ EN FRANCE

(en TWh)

Collectivités, entreprises et professionnels

Offres de marché y compris offre transitoire

Collectivités, entreprises et professionnels

Au tarif réglementé (3)

Particuliers

Tarif réglementé

• (1) Données arrondies au dixième

• (2) Y compris auto-consommations EDF

  292,6

  2019

  272,4

  2018

• (3) Tarif bleu professionnel, ELD (Entreprises Locales et Distribution) au tarif de cession et tarif Vert, inf. 36 kVA qui perdurent au-delà de 2015

246,5

Particuliers

Offres de marché

2020

FOURNITURE D'ÉLECTRICITÉ EN FRANCE - RÉPARTITION DES VENTES AUX

TARIFS HISTORIQUES

(en TWh)

Collectivités, entreprises et professionnels

Offres de marché y compris offre transitoire

Particuliers

Offres de marché

Collectivités, entreprises et professionnels

Au tarif réglementé

Particuliers

Tarif réglementé

• (1) Données arrondies au dixième

• (2) Y compris auto-consommations EDF

  VENTES AUX CLIENTS FINALS POUR 2020 (1) (2)

• (3) ELD : Entreprises Locales de Distribution

• (4) Dont tarif Jaune et Vert pour 0.1TWh - Tarifs inférieurs à 36 kVA

Tarif de cession ELD (3)

Tarif Bleu Non Résidentiel (4)Tarif Bleu Résidentiel

MARCHÉ DE CAPACITÉ EN FRANCE

•  Volume de capacités EDF certifiées : 63 GW à fin décembre 2020

•  Prix moyen des sessions avant année de livraison : 19,5 €/kW

(1)

(en €/kW)

05/03/2020 23/04/2020 25/06/2020 24/09/2020 15/10/2020 10/12/2020

•  Volume de capacités EDF certifiées : 63 GW à fin décembre 2020

•  Prix moyen des sessions avant année de livraison: 31,2 €/kW

(en €/kW)

25/06/20

15/10/20

10/12/20

•  Volume de capacités EDF certifiées : 70 GW à fin décembre 2020

•  6 sessions de marché restantes en 2021 pour livraison en 2022

Données arrondies au centième

MARCHÉ DE CAPACITÉ : MODALITÉS D'IMPACT DE L'EBITDA (ANNÉE N)

Mode de valorisation Timing d'impact surdes certificats

l'EBITDACertificats concernésPrix

Volumes concernés (1)

Répercussion du prix de la capacité aux clients finals

(part marché des offres et tarifs)

Au moment de la livraison de l'énergie

Certificats pour livraison année NCalculé à partir des prix des enchèresDe 25 à 45 GW

(selon les volumes ARENH souscrits et intégrés dans les offres)

(y.c. part ARENH des offres et tarifs)

Transferts liés aux volumes

ARENH

Au moment de la livraison de l'énergieCertificats pour livraison année N

Le prix ARENH à 42€/MWh inclut la livraison des garanties de capacité associées

~115 MW par TWh d'ARENH

Ventes de certificats sur le marché

(via enchères ou OTC)

Au moment de la conclusion des transactions

Tout certificatPrix de l'enchère

(ou prix négocié pour les ventes OTC)

Variable

(selon les volumes ARENH souscrits)

Achats de certificats sur le marché

(via enchères ou OTC)

Au moment de la livraison de l'énergieCertificats pour livraison année N

Prix de l'enchère

(ou prix négocié pour les ventes OTC)

Variable

(1)Par ailleurs, le volume de certificats de capacités certifiés en France peut être supérieur à l'estimation de la demande faite par RTE. Dans un tel cas, une certaine quantité des certificats détenus par EDF serait non vendue.

ARENH : VOLUMES CÉDÉS

59,7 49,4

(1)

S1 2017

S2 2017

S1 2018

S2 2018

S1 2019

S2 2019

S1 2020

S2 2020

S1 2021

S2 2021

Source : CRE

• (1) Distinction entre semestres estimée par EDF, à partir de la donnée annuelle fournie par la CRE, et susceptible d'évoluer en cours d'année par application des dispositions légales, règlementaires et contractuelles (résiliations, défauts de paiement, etc...)

• (2) La loi Energie Climat (promulguée le 8 novembre 2019) donne au gouvernement la possibilité d'augmenter par arrêté le volume global maximal de 100 à 150 TWh à compter du 1er janvier 2020. La loi autorise également le gouvernement à réviser le prix de l'ARENH. Néanmoins, le gouvernement a annoncé fin septembre 2020 le statu quo du volume et du prix de l'ARENH pour 2021

ARENH : CONTENTIEUX FORCE MAJEURE

• • La crise sanitaire liée au Covid-19 et les mesures d'état d'urgence prises par les pouvoirs publics à compter du 17 mars 2020 ont entraîné une baisse de consommation d'électricité des clients non résidentiels et une baisse des prix des marchés de gros de l'électricité affectant l'ensemble des fournisseurs, dont EDF

• • Certains fournisseurs ont demandé au Président du Tribunal de Commerce de Paris d'ordonner en urgence la suspension totale deslivraisons de volumes d'ARENH et/ou leur suspension partielle à hauteur de la baisse de consommation d'électricité de leur portefeuille de clients pendant la crise, en invoquant la clause de force majeure prévue dans l'accord-cadre ARENH conclu avec EDF

• • Le juge des référés a considéré que les conditions de la force majeure étaient réunies et a ordonné à EDF de ne pas s'opposer à la suspension du contrat et donc à l'interruption totale du programme de cession annuelle d'électricité

• • EDF a fait appel des ordonnances. Le 28 juillet, la Cour d'appel de Paris a confirmé la décision du juge des référés, considérant que le dispositif de force majeure prévu par le contrat-cadre a un effet automatique et que la réalité d'un cas de force majeure ne pouvait pas être écartée avec l'évidence requise en référé. EDF a formé un pourvoi en cassation le 24 septembre.

• • Afin de préserver ses droits, EDF a notifié le 2 juin dernier la résiliation, à titre conservatoire, des contrats ARENH la liant à ces fournisseurs d'énergie, comme cela est prévu en cas de suspension de ces contrats au-delà d'une période de deux mois. Cette résiliation a été contestée par Total Direct Energie devant le juge des référés. Ce dernier s'est prononcé le 1er juillet 2020 et a suspendu provisoirement les effets de la lettre de résiliation d'EDF. EDF a fait appel de cette ordonnance.

  Le 19 novembre 2020, la Cour d'appel de Paris a infirmé la décision du juge des référés

• • La CRE n'ayant pas fait droit à la demande d'EDF de procéder à l'interruption des livraisons d'ARENH à TDE (1) à compter du 23 novembre pour la fin de l'année 2020 en application de la décision de la Cour d'appel de Paris, EDF a saisi le Conseil d'Etat d'un recours pour excès de pouvoir le10 décembre 2020 en vue d'obtenir l'annulation de la décision de la CRE.

• • En septembre, un fournisseur alternatif (Ohm Energie) a aussi demandé en urgence au Président du Tribunal de commerce de Paris de suspendre les paiements dus au titre des volumes d'ARENH livrés pendant l'évènement de force majeure considérant que la livraison n'aurait pas dû se poursuivre durant la période de force majeure. Le 23 octobre, le juge des référés a rejeté cette demande.

• • L'ensemble des décisions précitées ont été rendues dans le cadre d'une procédure d'urgence, à titre provisoire, mais ne statuent pas sur le fond de l'affaire. Seule une procédure au fond permettra d'établir définitivement le bien fondé des positions respectives des parties.

• • Quatre fournisseurs alternatifs (Hydroption, Vattenfall, Priméo Energie et Arcelor Mittal) ont assigné EDF au fond devant le tribunal de commerce de Paris en vue d'obtenir l'indemnisation du préjudice prétendument généré par le refus d'EDF de suspendre les livraisons d'ARENH sur le fondement de la force majeure.

(1) TDE = Total Direct Energie

TARIFS RÉGLEMENTÉS DE VENTE EN FRANCE (1/3)

Évolution Tarif Bleu Résidentiel

Évolution Tarif Bleu Non RésidentielDate

(HT)

(TTC)

(HT)

(TTC)

01/02/2018

+ 0,7 %

+ 0,6 %

• + 1,6 %

  • + 1,3 %

    01/08/2018

    - 0,5 %

    - 0,3 %

• + 1,1 %

  • + 0,9 %

    01/06/2019

    + 7,7 %

    + 5,9 %

• + 7,7 %

• + 5,9 %

01/08/2019

• + 1,49 %

  • + 1,26 %

    • + 1,34 %

      • + 1,10 %

        01/02/2020

        + 3,0 %

        + 2,4 %

        + 3,1 %

        + 2,4 %

        01/08/2020

• + 1,82 %

  • + 1,54 %

    • + 1,81 %

      • + 1,58 %

        01/02/2021

• + 1,93 %

• + 1,61 %

• + 3,23 %

• + 2,61 %

TARIFS RÉGLEMENTÉS DE VENTE EN FRANCE : ÉVOLUTION D'AOÛT 2020 (2/3)

Énergie + frais (2)

Rattrapage (4)

Coûts commerciaux (3) et marge

• (1) Source : Données issues de la délibération de la CRE du 2 Juillet 2020, confirmée par décision publiée au JO le

  31/07/2020

• (2) Pour février 2020, les montants « Energie + frais » et « TURPE » sont basés sur un calcul moyen sur le portefeuille de clients au TRV à fin 2018 (base de calcul pour la délibération CRE du 16/01/2020)

• (3) Y compris le coût des obligations CEE

• (4) Rattrapage lié essentiellement au gel tarifaire de début 2019

• (5) Chiffres arrondis au demi point

TARIFS RÉGLEMENTÉS DE VENTE EN FRANCE: ÉVOLUTION DE FÉVRIER 2021 (3/3)

+1,93 % + 2,42 €/MWh

125,4 €/MWh

127,8 €/MWh

194,0 €/MWh (5)

44,0

Taxes

53,553,5

CSPE

• (1) Source : Données issues de la délibération de la CRE du 14 janvier 2021

• (2) Pour février 2021, les montants « Energie + frais » et « TURPE » sont basés sur un calcul moyen sur le portefeuille de clients au TRV à fin 2019 (base de calcul pour la délibération CRE du 14/01/2021)

• (3) Y compris le coût des obligations CEE

• (4) Rattrapage lié au gel tarifaire de début 2019 + coût commerciaux 2020

• (5) Chiffres arrondis au demi point

RÉPARTITION DES VENTES(1) D'ÉLECTRICITÉ EN FONCTION DE LEUR

EXPOSITION AU PRIX DE MARCHÉ

~70 TWh

Au prix de l'ARENH via les TRV(2) après écrêtement

~180 TWh

2019

 Volumes vendus au prix de l'ARENH selon la formule d'empilement des coûts dans les tarifs réglementés de vente (essentiellement tarifs bleu résidentiels et non résidentiels)

(1) Ventes hors volumes sous obligations d'achat et volumes sous contrats d'approvisionnement long- terme. Répartition estimée, basée sur les situations respectives 2019 et 2020, notamment en termes de parts de marché aval d'EDF. En 2019 et 2020, application aux offres aval du taux d'écrêtement lié au niveau de souscription ARENH des fournisseurs alternatifs (respectivement 133 et 147 TWh)

(2)Tarifs réglementés de vente

 Volumes vendus au prix de marché quel que soit ce prix, qui comprennent :

• • Une partie des volumes vendus aux clients finals d'EDF : complément d'approvisionnement marché dans les TRV (5) , complément des volumes vendus aux clients en offres de marché

• • Les volumes vendus sur les marchés de gros

• (3) L'arbitrage entre les 2 prix est subi par EDF et sa date d'exercice est variable selon les volumes (il a lieu au plus tard au moment du guichet ARENH de fin d'année pour une livraison l'année suivante)

• (4) Liés à la réplication de la structure de coûts d'approvisionnement des fournisseurs alternatifs : parts des volumes correspondant aux « droits ARENH »

• (5) Liés à la réplication de la structure de coût des fournisseurs alternatifs : approvisionnement du complément de marché qui excède les « droits ARENH »

PRIX MOYEN CAPTURÉ ESTIMÉ DANS LES COUVERTURES À TERME

En €/MWh

60 50 40 30

NB : prix projetés, différents des prix moyens réalisés

20

10 0

2019

2020

(1) Arrondi à l'entier le plus proche, hors revenus associés aux certificats de capacité

(2)

2021

Uniquement à partir des moyens nucléaires et hydrauliques, sur la base d'une hydraulicité normale

Il ne s'agit ainsi pas du prix moyen de vente réalisé

(3)Sur la base du principe de fermeture graduelle des positions nettes avant l'année de livraison sur l'horizon de liquidité des contrats calendaires à terme (typiquement 2 ans pour le marché de gros électricité France). Surpondération possible de l'année N-1 compte-tenu des contraintes de liquidité sur les marchés à terme. Sujet aux incertitudes sur l'exposition nette d'EDF du fait de l'optionalité du mécanisme ARENH (dont le coût est matérialisé dans les couvertures de marché)

PROGRAMMATION PLURIANNUELLE DE L'ÉNERGIE (PPE) 2019 - 2028

Nucléaire

Fermeture de 14 réacteurs nucléaires d'ici 2035 pour atteindre une part de 50 % dans le mix électrique, dont 4 à 6 (dont Fessenheim) d'ici 2028, si certaines conditions sont remplies. Le projet de PPE présente la proposition d'EDF pour les sites susceptibles d'être concernés. Il appartiendra in fine au gouvernement d'identifier les sites prioritaires

D'ici mi-2021 : le gouvernement conduira avec la filière un travail sur le nouveau nucléaire, et se prononcera ensuite sur l'opportunité de programmer de nouvelles centrales

Production de biogaz injecté à hauteur de 14 à 22 TWh en 2028, ces volumes étant contingents à une baisse suffisante des coûts (75 €/MWh en 2023, 60 €/MWh en 2028)

Doublement de la capacité de production d'électricité renouvelable installée par rapport à 2017 (73 GW en 2023, et 101 à 103 GW en 2028), dont le lancement de près de 1 GW/an d'éolien maritime

Augmentation de 25 % en 2023 et entre 40 et 60 % en 2028 de la consommation de chaleur renouvelable de 2016 (154 TWh)

Objectif de baisse de 19 % de la consommation de pétrole en 2023 et de 34 % en 2028 (comparé à 2012) ; pour le gaz naturel, respectivement -10 et -22 %

Hydrogène industriel : 10 % en 2023 et 20 à 40 % en 2028 issus d'une production bas-carbone (renouvelable ou électrolytique)

2023 : Objectif de 2,5 M de logements rénovés, 9,5 M de logements chauffés au bois, 3,4 M d'équivalents logements raccordés à un réseau de chaleur

2023 : 1,2 million de voitures particulières électriques en circulation (électriques et hybrides rechargeables) et plus de 100 000 points de recharge publics d'ici 2023

CHARGES DE SERVICE PUBLIC : STABILITÉ DU MÉCANISME DE COMPENSATION DES CHARGES ET DE LA FISCALITÉ DEPUIS 2016 (1/3)

CSPE : CHARGES POUR EDF (2/3)

L'article L121-6 du Code de l'énergie dispose que les charges imputables aux missions de service public assignées aux opérateurs électriques sont intégralement compensées par l'État

En millions d'euros

2018

2019

2020

Deux effets distincts expliquent l'évolution des charges de service public entre 2019 et 2020 :

•  Les charges d'obligation d'achat en métropole continentale augmentent entre 2019 et 2020. Cela est lié aux conditions climatiques favorables à la production éolienne (vent) et photovoltaïque (ensoleillement) ainsi qu'au développement du parc de production renouvelable en France. Cette hausse des volumes s'est accompagnée d'une baisse des prix de marché spot de l'électricité de - 7,3 €/MWh observée entre 2019 (39,5 €/MWh) et 2020 (32,2 €/MWh), baisse des prix spot qui, comme l'effet volume, a augmenté les charges en accentuant l'écart entre le prix d'obligation d'achat

  et la valorisation sur le marché

•  Les charges associées aux ZNIs (3) diminuent entre 2019 et 2020. En effet, la baisse de la consommation d'électricité générée par la crise sanitaire en 2020 dans les ZNI a engendré une baisse de la production d'électricité et donc une baisse des charges CSPE in fine

• (1) Les obligations d'achats comprennent l'électricité produite en métropole à partir de : hydraulique inférieure à 12 MW, biomasse, éolien, photovoltaïque, cogénération, valorisation des déchets ménagers et énergies de récupération à l'exception des ZNI(3)

• (2) Les surcoûts de production et les obligations d'achat dans les ZNI (3) , le Fonds de Solidarité Logement ainsi que certaines prestations de services à destination des clients précaires

• (3) ZNI : zones non interconnectées, qui recouvrent des départements et territoires d'outre-mer ainsi que la Corse et certaines îles bretonnes

CSPE : ÉVOLUTION DES CHARGES D'OBLIGATIONS D'ACHAT D'EDF EN

MÉTROPOLE (3/3)

Principe : Le mécanisme de compensation des charges de service public de l'énergie (2) couvre l'écart entre le coût des obligations d'achat en métropole et le prix de marché

(1)

Périmètre EDF SA hors SEI

8 294 M€

8 653 M€

Montant des obligations d'achat

Surcoût des obligations d'achat à compenser par le mécanisme (1)

Prix spot moyen

Montant des obligations d'achat valorisées au prix de marché selon la méthode CRE

2018

2019

2020

(2) Le mécanisme de compensation des charges de service public de l'énergie couvre également les coûts de péréquation tarifaire dans les zones non interconnectées, et les dispositifs de solidarité

LE DISPOSITIF DES CERTIFICATS D'ÉCONOMIES D'ÉNERGIE

Parties concernéesEDF et le dispositif

L'obligation nationale pour la 4ème période 2018-2021 est fixée à 2 133 TWhc par décret du 11 décembre 2019

•  Dont 533 TWhc au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique et 1600 TWhc d'obligation CEE classiques, soit un doublement par rapport à la 3ème période 2015-2017 ; entre les deux périodes, le coût du dispositif CEE est multiplié par 7 et dépasse dorénavant les 5 Mds€/an

Lancement en cours de 4ème période de plusieurs opérations « coups de pouce » à prix CEE fixé, afin de permettre aux obligés de répondre à leurs obligations à un coût maîtrisé

Les projets de textes définissant la 5ème période ont été mis en consultation le 1er février 2021. Ils prévoient notamment une hausse de l'obligation CEE à 2 400 TWhc assortie d'une modification de la répartition entre énergies (27% pour l'Electricité contre 32% en P4, 20% pour le gaz contre 15% en P4), une forte réduction des volumes liés aux bonifications et Programmes ainsi qu'un un renforcement du dispositif vers les ménages très modestes

EDF est le premier obligé et intervient dans plusieurs domaines (données 2020) :

•  Résidentiel (265 000 opérations de rénovation, soit une croissance de +20% s'expliquant par l'augmentation des travaux d'isolation et de remplacement des équipements de chauffage grâce aux bonifications apportées par les dispositifs Coups de Pouce via l'offre « Mon chauffage durable »), bailleurs sociaux (180 000 logements aidés), industrie et tertiaire (7 000 actions)

•  Financement de programmes nationaux (« Toits d'abord » avec la Fondation Abbé Pierre, ADVENIR sur les bornes de recharge de véhicules électriques, FEEBat sur la formation des artisans, Habiter mieux de l'ANAH pour lutter contre la précarité énergétique, ACTEE avec la FNCCR… )

RÉSULTATS ANNUELS 2020

COMPTES CONSOLIDÉS

IMPACTS COVID-19 (1)

Le Groupe n'a pas procédé en lien avec la crise sanitaire à des classements au sein de son compte de résultat différents de ceux opérés usuellement, conformément aux recommandations de l'AMF et de l'ANC. Un travail approfondi a été réalisé dans les différentes entités du groupe et au niveau central, afin d'élaborer des estimations fiables des impacts liés à la crise sanitaire dans les états financiers du Groupe

En millions d'euros

France - activités de production et commercialisation

France - activités régulées

RoyaumeItalie

DalkiaFramatome

UniAutre internationalAutres métiersTotal

Les perturbations économiques provoquées par la crise sanitaire ont eu en 2020 des répercussions importantes sur de nombreuses activités du Groupe, notamment la production nucléaire, les chantiers et les services

Sur la production nucléaire, le déroulement des opérations prévues lors des arrêts pour maintenance, a été fortement affecté. En conséquence, EDF a dû adapter la planification des arrêts de réacteurs pour maintenance pour 2020 ainsi que la programmation des arrêts de réacteurs pour les années suivantes. Par ailleurs, le rachat des volumes manquants s'est fait à des conditions de prix relativement favorables

(1) Pour plus de précisions concernant les conséquences de la crise sanitaire Covid-19 sur les états financiers du Groupe, se référer à la note 1.4 des comptes clos au 31 décembre 2020

COMPTE DE RÉSULTAT SIMPLIFIÉ

En millions d'euros

2019 retraité (1)

Chiffre d'affaires

Achats de combustible et d'énergie

Autres consommations externes Charges de personnel

Impôts et taxes

Autres produits et charges opérationnels

Excédent brut d'exploitation (EBITDA)

Impact de la volatilité des commodités

Dotation aux amortissements et aux provisions pour renouvellement Pertes de valeur

Autres produits et charges d'exploitation Résultat d'exploitation (EBIT)

Résultat financier

Résultat avant impôts des sociétés intégrées Résultat net - part du Groupe

• (1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

• (2) Hors éléments non récurrents et volatilité des commodités

2020

71 347

69 031

(35 091)

(32 425)

(8 625)

(8 461)

(13 797)

(13 957)

(3 798)

(3 797)

16 723

6 687

5 783 16 174

642 (10 020)

(175) (10 838)

(403) (185) 6 757 (364) 6 393 5 155

(799) (487) 3 875 (2 582)

1 293 650

ÉVOLUTION DU CHIFFRE D'AFFAIRES (1)

En millions d'euros

2019 retraité (2)

France - Activités de production et de commercialisation

27 870

France - Activités régulées (4)

16 087

Framatome

3 377

Royaume-Uni

9 574

Italie

7 597

Autre international

2 690

EDF Renouvelables

1 565

Dalkia

4 281

Autres métiers

2 728

Éliminations inter-segments

(4 422)

Total Groupe

71 347

• (1) Ventilation du chiffre d'affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments

  ChangePérimètre

  -

  -

  (11)

  (126)

  -

  (144)

  (33)

  (7)

  (17)

  -

  (338)

• (2) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

• (3) Variation organique à périmètre et change comparables

  (220)

• (4) Activités régulées : Enedis, ÉS et activités insulaires ; Enedis, filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie

Croissance organique

2020

∆ % org.(3)

285

206

28 361

0,7

-

141

16 228

0,9

34

(105)

3 295

-3,1

(187)

9 041

-2,0

20

• (1 650)

  5 967

  -21,7

  10

  (136)

  2 420

  -5,1

  (69)

  119

  1 582

  7,6

  337

  (399)

  4 212

  -9,3

  (16)

  (568)

  2 127

  -20,8

  36

  184

  (4 202)

  -4,2

  417

• (2 395)

69 031

-3,4

ÉVOLUTION DE L'EBITDA (1)

France - Activités de production et de commercialisation

France - Activités régulées (4)

Framatome

Royaume-Uni

Autre international

EDF Renouvelables

Autres métiers

Total Groupe

(1)

En millions d'euros

Italie

Dalkia

En contribution au groupe

2019 retraité (2)

ChangePérimètre

7 615

5 101

- -- -256

(1)

4

772

(10)

(15)

593

-

40

339

(32)

2

1 193

(27)

(44)

349

(1)

3

505

(4)

(14)

16 723

(75)

(24)

• (2) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

• (3) Variation organique à périmètre et change comparables

• (4) Activités régulées : Enedis, ÉS et activités insulaires ; Enedis, filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie

Croissance organique

2020

∆ % org.(3)

(203)

105

7 412

5 206

-2,7 2,1

12

271

4,7

76 50 71

823

683

9,8 8,4

(274)

(226)

(61)

380

848

290

261

20,9 -23,0 -17,5 -44,8

(450)

16 174

-2,7

RÉPARTITION EBITDA GROUPE

7 %

2019 (1)

(1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié à la présentation de l'activité E&P en activité en cours de cession

(2) Activités régulées : Enedis, ÉS et activités insulaires ; Enedis, filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie

5 %

2 %

2 %

2020

ÉVOLUTION DE LA VOLATILITÉ DES COMMODITÉS (1)

En millions d'euros

2019

France - Activités de production et commercialisation

France - Activités régulées

Royaume-Uni

Italie

Dalkia

Autres métiers

• (1) Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de trading

• (2) Les segments Autre international, Framatome et EDF Renouvelables ne sont pas concernés

2020

7

(108)

(2)

1

30

18

3

(3)

1

-603

(83)

∆

(115)

3

(12)

(6)

(1)

(686)

DE L'EBITDA À L'EBIT (1) 2020

En millions d'euros

EBITDA

Volatilité des commodités

Dotations aux amortissementsPertes de valeurAutres produits et charges d'exploitation

EBIT

• (1) En contribution au Groupe

  TOTAL GROUPE

  France-Activités de production et de commercialisationFrance-Activités régulées (2)FramatomeRoyaume-Uni

  16 174

  7 412

  5 206

  271

  823

  (175)

  (108)

  1

  -

  18

  (10 838)

  (4 613)

  (3 314)

  (276)

  (1 122)

  (799)

  (16)

  -

  -

  (638)

  (487)

  (405)

  -

  11

  (28)

  3 875

  2 270

  1 893

  6

  (947)

• (2) Activités régulées : Enedis, ÉS et activités insulaires ; Enedis, filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie

ItalieAutre International

EDF

RenouvelablesDalkiaAutres métiers

683

380

848

290

261

(3)

-

--(83)

(417)

(284)

(458)

(278)

(76)

(74)

-

(36)

(34)

(1)

(55)

2

-(10)

(2)

134

98

354

(32)

99

ÉVOLUTION DU RÉSULTAT FINANCIER

En millions d'euros

2019 retraité (1)

Coût de l'endettement financier brut

Dont charges d'intérêts sur opérations de financement

Dont résultat net de change sur endettement et autres

Charges de désactualisation (2)

Autres produits et charges financiers

Dont plus-values sur cessions d'actifs dédiés

Dont variation nette de juste valeur de titres de dette et de capitaux propres des actifs dédiés

Résultat financier

Hors éléments non récurrents, avant impôts (dont variation nette de la JV des instruments financiers IFRS 9)

Résultat financier courant

• (1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

(2)Dont impact de la baisse du taux d'actualisation des provisions nucléaires en France en 2020

2020

∆

(1 806)

(1 801)

49

(1 610) 196

(1 699) 102

7 (42)

(3 161)

(3 733)

(572)

4 603

136

2 545

2 761

162

1 218

(1 842)

26

(1 327)

(364)

• (2 582)

  (2 218)

  (2 586)

  (1 123)

  1 463

  (2 950)

• (3 705)

(755)

DES CHARGES D'INTÉRÊT SUR OPÉRATIONS DE FINANCEMENT

AUX FRAIS FINANCIERS NETS DÉCAISSÉS

En millions d'euros

2019 retraité (1)

Charges d'intérêt sur opérations de financement

(1 801)

Intérêts courus non échusAutres produits & charges financiers (y compris dividendes)

Frais financiers nets décaissés

(1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

2020

∆

(1 699)

102

7

(86)

(93)

992

777

(215)

(802)

(1 008)

(206)

EVOLUTION DU RÉSULTAT NET

En millions d'euros

2019 retraité (1)

Résultat avant impôts des sociétés intégrées

6 393

Impôts sur les résultats

(1 532)

Quote-part de résultat net des coentreprises et entreprises associées

818

Résultat net des sociétés en cours de cession

(497)

Résultat net - consolidé

5 182

Déduction du résultat net - part des minoritaires

Résultat net - part du Groupe

5 155

Effet des éléments non récurrents y compris volatilité sur les commodités

(1 284)

Résultat net courant

3 871

(1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

2020

∆

1 293

(5 100)

(945)

587

425

(393)

(158)

339

615

(4 567)

27

(35)

(62)

650

(4 505)

1 319

2 603

1 969

(1 902)

RÉSULTAT NET COURANT HORS ÉLÉMENTS NON RÉCURRENTS (1)

(1) 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

(2)Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

QUOTE-PART DE RÉSULTAT NET DES COENTREPRISES ET ENTREPRISES ASSOCIÉES

En millions d'euros

2019 retraité (1)

CTE/RTECENGAutres (2)

TOTAL

• (1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

(2)

2020

∆

308

237

(71)

288

63

(225)

222

125

(97)

818

425

(393)

Principalement Jera Trading, NTPC, Compagnie Énergétique de Sinop (CES), Jiangxi Datang International Fuzhou Power Generation Company Ltd et certaines sociétés détenues par EDF Renouvelables et EDF SA

RÉSULTAT NET - PART DES MINORITAIRES

En millions d'euros

2019 retraité (1)

Framatome

(22)

Royaume-Uni

(225)

Italie

(11)

Autre international

2

EDF Renouvelables

251

Autres

32

(1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

2020

(26)

(92)

11

2

39

31

∆

(4)

133

22

-(212)

(1)

ÉVOLUTION DES OPEX (1)

France - Activités de production et de commercialisation

France - Activités régulées

Framatome

Royaume-Uni

Autre international

EDF Renouvelables

Autres métiers

(1)

En millions d'euros

Italie

Dalkia

2019 retraité (2)

8 458

4 696

1 691

2 108

879

612 932

2 558

488

8 377

4 792

1 617

1 910

2 794

Somme des charges de personnel et des autres consommations externes - données en contributif après éliminations inter-segments

(2) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

2020

∆

∆%

(96)

81

74

1,0 -2,0 4,4

198

9,4

612 982

843

36

-4,1 0,0

491

(236)

(50)

(3)

-5,4 -9,2 -0,6

ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

En millions d'euros

2019 retraité (1)

2020

Excédent Brut d'Exploitation (EBITDA)

16 723

16 174

Neutralisation des éléments non monétaires de l'EBITDA Excédent brut d'exploitation Cash (EBITDA Cash)

(1 930) 14 793 475 (11 433)

328

Variation du Besoin en Fonds de Roulement Investissements nets - hors cessions, HPC et Linky Dividendes reçus des entreprises associées

16 502 (1 679) (11 570)

Autres éléments

Cash flow généré par les opérations

349 (46) 4 138

433 (450) 3 236

Cessions d'actifs

531

187

Impôts sur le résultat payé Frais financiers nets décaissés Actifs dédiés

(915)

(983)

(802)

(1 008)

(394)

(798)

Dividendes versés

(801)

(768)

Cash flow avant Linky et HPC Linky

1 757 (822) (1 760)

(134)

(682)

HPC

• (1 893)

  Cash flow Groupe

  (825)

• (2 709)

  Autres variations monétaires

  Variation monétaire de l'endettement financier net

  (1 595)

  (2 420)

  2 194 (515)

  Effet de la variation de change

  Autres variations non monétaires - IFRS 16 Autres variations non monétaires

  (341) (4 878) (161)

  445 (574) (503)

Variation de l'endettement financier net des activités poursuivies Variation de l'endettement financier net des activités en cours de cession Endettement financier net d'ouverture

(7 800)

(1 147)

55 33 388 41 133

(10)

• 41 133

  Endettement financier net de clôture

• 42 290

ÉLÉMENTS NON MONÉTAIRES DE L'EBITDA

En millions d'euros

1 930

Principaux éléments

2018

2019

INVESTISSEMENTS NETS

En millions d'euros

France - Activités de production et commercialisation

France - Activités régulées (hors Linky)

Framatome

Royaume-Uni

Italie

Autre international

EDF Renouvelables

Dont investissements bruts

Dont désinvestissements et subventions

Dalkia

Autres métiers

Investissements nets hors Linky, HPC et plan de cessions d'actifs

Linky (2)

HPC

Investissements nets hors plan de cession d'actifs Plan de cessions d'actifs Groupe

INVESTISSEMENTS NETS

NB : Chiffres arrondis à l'entier le plus proche

2019 retraité (1)

6 329

3 622

134

659

433

309

(276)

1 941

(2 216)

138 86

11 433

822

1 760

14 015

(531)

13 484

• (1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

2020

∆

∆ %

5 484

(845)

-13

3 367

(256)

-7

219

85

+64

732

73

+11

531

98

+23

207

(102)

-33

812

1 089

NA

1 852

(1 040)

180 38

(48)

42

31 -56

11 570

137 (140)

+1

682

1 893

133 130 345

-17 +8

14 145

(187)

+1 -65

13 959

475

+4

(2)

INVESTISSEMENTS : PASSAGE DU BRUT AU NET (1)

En millions d'euros

16 008 (2)

Investissements opérationnels bruts

+501

Investissements financiers bruts

16 508

Investissements bruts

• (1) Investissements nets dans le tableau de variation de l'EFN, y compris Linky, HPC et cessions d'actifs

(2)Investissements incorporels et corporels dans le TFT des comptes consolidés

-627

-1 543

-380

13 958

Investissements nets

INVESTISSEMENTS NETS TOTAUX Y COMPRIS ACQUISITIONS, HORS PLAN DE CESSION

6%

2019

• (1) Les données publiées au titre de l'exercice 2019 ont été retraitées de l'impact lié au changement de périmètre de la cession de l'E&P

  2020

• (2) Soit -2% d'investissements nets pour EDF Renouvelables en raison de la déconsolidation de la dette associée au projet éolien en mer NnG suite à la cession de 50% des titres

100