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CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
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 fondées sur le modèle d’opérateur intégré,
l’évolution de l’environnement concurrentiel et du cadre réglementaire des marchés de l’énergie, et les risques et incertitudes
concernant l’activité du Groupe, sa dimension internationale, l’environnement climatique, les fluctuations des prix des matières
premières et des taux de change, les évolutions technologiques, l’évolution de l’activité économique.
Des informations détaillées sur ces risques potentiels et incertitudes sont disponibles dans le Document de Référence d’EDF
déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 14 avril 2015 (consultable en ligne sur le site internet de l’AMF à l’adresse
www.amf-france.org ou celui d’EDF à l’adresse www.edf.com).
EDF ne s’engage pas et n'a pas l'obligation de mettre à jour les informations de nature prévisionnelle contenues dans ce document
pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de cette présentation.
2
Sommaire
 Chiffre d’affaires consolidé
4
 Interprétation IFRIC 21
7
 Notations financières
9
 Production & Bilans électriques
11
 EDF Énergies Nouvelles
17
 Réglementation
20
 France – Commerce
24
 Dalkia
27
 Marchés
30
3
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Chiffre d’affaires consolidé
Chiffre d’affaires consolidé
Chiffre d’affaires T1 par segment
En millions d’euros
TOTAL
GROUPE
France
RoyaumeUni
Italie
Autre
International
Autres
activités
2 465
1 767
Chiffre
(1)d’affaires
EffetT1périmètre
sans 23impact
au
du Groupe
2013 publié
356
12 880niveau
2 731
3 513
Impact IFRS 10-11
(1 284)
-
-
(48)
(422)
(814)
Chiffres d’affaires T1 2013 retraité
22 072
12 880
2 731
3 465
2 043
953
Change
59
-
99
(1)
(37)
(2)
Périmètre
(7)
-
(8)
18
1
(18)
(919)
(699)
100
92
(304)
(108)
21 205
12 181
2 922
3 574
1 703
825
Change
369
-
321
(1)
22
27
Périmètre
894
(90)(1)
-
-
-
984
Croissance organique
391
623
(3)
(312)
(7)
90
22 859
12 714
3 240
3 261
1 718
1 926
Croissance organique
Chiffre d’affaires T1 2014
Chiffre d’affaires T1 2015
(1) Effet périmètre sans impact au niveau du Groupe
5
Chiffre d’affaires consolidé
Croissance organique du chiffre d’affaires du Groupe
par segment
∆ Org.%
T1 2014
T1 2015
12 181
12 714
+5,1 %
4 002
4 294
+7,3 %
Royaume-Uni
2 922
3 240
-0,1 %
Italie
3 574
3 261
-8,7 %
Autre International
1 703
1 718
-0,4 %
825
1 926
+10,9 %
21 205
22 859
+1,8 %
En millions d’euros
France
Dont ERDF
Autres activités
Total Groupe
6
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Interprétation IFRIC 21
Interprétation IFRIC 21
Interprétation IFRIC 21 : application au groupe EDF
 Principes d’application :
□
Modification des modalités de comptabilisation existantes pour les taxes annuelles autres que les
impôts sur les bénéfices
□
Application par le groupe EDF depuis le 1er janvier 2015, avec application rétrospective aux
comptes publiés en 2014
 Impacts pour le Groupe :
□
Comptabilisation de certaines taxes non plus étalée sur l'année mais effectuée, dans la plupart des
cas, au 1er janvier de l'année
□
Principales taxes concernées par ce changement de comptabilisation : taxes d’exploitation
des activités du groupe EDF en France (notamment taxe sur les installations nucléaires, imposition
forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER), taxe foncière, ... )
 Pas d’impact significatif sur les comptes consolidés annuels
 Impact sur les comptes retraités à fin juin 2014 : environ(1) (0,8) Md€ sur l’EBITDA
et (0,6) Md€ sur le Résultat net Part du Groupe
(1) Les données définitives seront communiquées en juillet 2015, à l’occasion des résultats semestriels
8
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Notations financières
Notations financières
Notations financières comparées au 7 mai 2015
Notations
S&P
Notations
Moody’s
Notations
Fitch
A+ négatif(1)
A1 négatif(2)
A+ négatif
Engie
A stable
A1 stable
na
E.ON
A- sous
surveillance
négative
Baa1 stable
A- sous
surveillance
négative
Enel
BBB positif
Baa2 stable
BBB+ stable
Iberdrola
BBB positif
Baa1 stable
BBB+ stable
SSE
A- stable
A3 négatif
A- négatif
RWE
BBB+ négatif
Baa1 stable
BBB+ stable
BBB positif
na
BBB+ stable
A- stable
A3 stable
A- négatif
Aa3
Notations Moody’s
EDF
Engie
A1
EDF
A2
Vattenfall
A3
Baa1
SSE
E.ON
RWE
Iberdrola
Endesa
Baa2
Enel
Vattenfall
Endesa
BBB
BBB+
A-
A
A+
na : non applicable
Notations S&P
Sources : agences de notation au 7 mai 2015
(1) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par S&P en date du 7 mai 2015
(2) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par Moody’s en date du 16 avril 2015
10
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Production & Bilans électriques
Production & Bilans électriques
Électricité nette produite par le groupe EDF
T1 2014(1)
En TWh
Nucléaire
T1 2015
131,3
76 %
135,3
76 %
14,0
8%
13,5
8%
CCG
8,4
5%
11,1
6%
Hydro
15,3
9%
13,4
8%
3,4
2%
3,7
2%
172,4
100 %
177,0
100 %
Charbon-fioul
Autres ENR
Groupe
(1) Dalkia non consolidé
12
Production & Bilans électriques
Emissions de CO2 du groupe EDF
Emissions nettes
par segment
En kt
En g/kWh
T1 2014(1)
T1 2015
T1 2014(1)(2)
T1 2015
France
2 736
15 %
3 573
18 %
21
26
Royaume-Uni
6 421
35 %
5 606
28 %
284
246
Italie
1 925
10 %
1 981
10 %
398
376
Autre International
6 778
37 %
6 126
31 %
613
592
533
3%
2 576
13 %
187
428
18 393
100 %
19 862
100 %
106
110
Autres activités
Groupe
Engagement # 2 d’industriel responsable : émissions de CO2 du groupe EDF ≤ 150 g/kWh
(1) Dalkia non consolidé
(2) Données T1 2014 retraitées pour inclure la contribution de la production chaleur
13
Production & Bilans électriques
Royaume-Uni : production nucléaire vs T1 2014
En TWh
+5,3 %
Production cumulée 2014
Production cumulée 2015
+5,9 %
+3,6 %
10,1
15,8
15,0
10,7
5,7
5,5
Janvier
Février
Mars
14
Production & Bilans électriques
Royaume-Uni : bilan électrique
En TWh
∆ T1 2015
vs T1 2014
Production / Achats
24,2
Thermique fossile
Nucléaire
1,7
6,7
15,8
Ventes
24,2
+0,3
+0,2
Autres(1)
∆ T1 2015
vs T1 2014
-0,7
+0,3
+0,4
-
Engagements CE(2)
1,7
1,0
3,6
Centrica
3,2
+0,2
B2C
4,6
-0,1
B2B
10,1
-0,2
Ventes nettes marchés(3)
Ventes structurées
-
+0,8
(1) Incluant la production d’énergie renouvelable et les obligations d’achat
(2) Engagements consécutifs au règlement de la Commission européenne sur les concentrations : ventes d’électricité sur le marché de gros britannique pour un volume
compris entre 5 à 10 TWh par an pendant la période 2012 et 2015
(3) Ventes marchés : 19,5 TWh – Achats marché : 17,8 TWh
15
Production & Bilans électriques
Edison : bilans électrique et gazier
En Mds de m3
En TWh
Electricité(1)
Gaz
∆ T1 2015
vs T1 2014
Production /
22,1
Achats
-0,2
∆ T1 2015
vs T1 2014
∆ T1 2015
vs T1 2014
Ventes
22,1
-0,2
Production /
4,6
Achats
Approvisionnements
domestiques
Marchés de
gros et autres
Achats gros
et autres
Hydraulique et
renouvelables
Thermique
17,5
0,9
3,7
10,6
0,8
+0,7
Ventes
4,6
+0,7
Marchés de
gros et autres
1,0
+0,3
Clients
résidentiels et
industriels
2,2
+0,3
Thermo-électrique
1,4
+0,1
+0,1
+0,8
-0,5
-0,2
+0,5
∆ T1 2015
vs T1 2014
IPEX
6,7
-0,5
Clients
finals
4,8
-0,5
Importations LT
& stocks
Production
domestique
3,7
+0,6
0,1
-
(1) A l'exclusion des volumes de trading. Les volumes d'enchères, antérieurement présentés en net des achats, figurent désormais pour leur montant brut
16
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
EDF Énergies Nouvelles
EDF Énergies Nouvelles
Capacité nette installée d’EDF EN au 31 mars 2015
440 MW
23 MWc
274 MW
30 MW
3 MW
185 MW
19 MW
240 MW
11 MW
666 MW
212 MWc
108 MW
1 577 MW
89 MWc
1 077 MW
230 MW
Eolien en exploitation (MW)
Solaire en exploitation (MWc)
Eolien et solaire en construction (MW)
314 MW
Capacité installée :
Capacité en construction :
Total :
48 MW
58 MW
47 MWc
247 MW
77 MWc
Brute
Nette
7 567 MW
2 071 MW
9 638 MW
5 024 MW(1)
1 802 MW(2)
6 826 MW
Source : EDF EN
(1) Dont 8 MWc nets en Inde et 29 MW en Afrique du Sud
(2) Dont 21 MW nets en Afrique du Sud, 73 MWc nets au Chili et 39 MWc nets en Inde
NB : MWc : Megawatt crête (puissance fournie dans des conditions de température et d’ensoleillement standardisées)
314 MW
12 MWc
44 MW 49 MWc
60 MW
Autres filières
En exploitation 186 MW
En construction 19 MW
18
EDF Énergies Nouvelles
EDF EN – Capacité installée et en construction,
par filière, au 31 mars 2015
Brute(1)
En MW
au 31/12/2014
Eolien
Nette(2)
au 31/03/2015
au 31/12/2014
au 31/03/2015
6 554
6 631
4 388
4 322
Solaire
727
728
516
516
Hydro
77
77
74
74
Biogaz
78
51
73
51
Biomasse
62
62
54
54
Cogénération
19
19
7
7
7 517
7 567
5 112
5 024
1 735
1 607
1 635
1 554
Solaire en construction
450
445
231
230
Autres en construction
19
19
19
19
Capacité totale en construction
2 204
2 071
1 885
1 802
Total
9 721
9 638
6 997
6 826
Capacité installée totale
Eolien en construction
(1) Capacité brute : capacité totale des parcs dans lesquels EDF Énergies Nouvelles est actionnaire
(2) Capacité nette : capacité correspondant à la part du capital détenue par EDF Énergies Nouvelles
19
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Règlementation
Réglementation – France
Projet de loi relatif à la transition énergétique
pour la croissance verte
18 juin 2014
Présentation en
Conseil des Ministres
de l’avant-projet de loi
30 Juillet 2014
Adoption en Conseil
des Ministres
14 octobre 2014
03 mars 2015
Mi-2015
Adoption en 1ère
lecture Assemblée
Nationale
Adoption en 1ère lecture au
Sénat, après examen en
séance publique
Adoption définitive
(du 10 au 19 février)
 Après l’échec de la Commission Mixte Paritaire du 10 mars, le texte est de nouveau discuté à l’Assemblée nationale (AN). Il passera ensuite
au Sénat, puis sera adopté définitivement par l’Assemblée nationale (qui a le dernier mot). L’examen en Commission spéciale de l’AN,
achevé le 16 avril, marque un retour au texte adopté en 1ère lecture par l’AN. A noter ainsi :
□
□
□
Rétablissement de la date de 2025 et suppression des critères (sécurité d’approvisionnement, compétitivité du prix, absence de hausse des GES)
introduits par les sénateurs en ce qui concerne la diminution de la part du nucléaire de 75 % à 50 % dans la production d’électricité
Retour au plafond de la capacité totale de production nucléaire à 63,2 GW (au lieu de 64,85 GW adopté au Sénat)
Retour à la rédaction première pour la baisse de la consommation énergétique finale (-50% en 2050 par rapport à 2012, en visant un objectif
intermédiaire de -20 % en 2030)
 Objectifs inchangés au cours des différentes lectures
□
□
□
□
Réduire de 40 % par rapport au niveau de 1990 les émissions de GES d’ici 2030 et les diviser par 4 d’ici 2050
Réduire la consommation énergétique primaire des énergies fossiles de 30 % d’ici 2030 par rapport à 2012
Disposer d’un parc immobilier dont l’ensemble des bâtiments sont rénovés à la norme Bâtiments Basse Consommation à l’horizon 2050
Porter la part d’énergies renouvelables dans la consommation finale à 32 % consommé à l’horizon 2030 (un objectif par énergie, dont 40 %
pour la production d’électricité)
21
Réglementation – Provisions nucléaires en France
Révision du taux de couverture des provisions
nucléaires par les Actifs Dédiés

Le décret n° 2015-331 du 24 mars 2015 modifiant le décret no 2007-243 du 23 février 2007 relatif à la
sécurisation du financement des charges nucléaires, et publié au Journal Officiel le 26 mars 2015 :
□
□

introduit une contrainte supplémentaire sur le taux de couverture des provisions nucléaires par les Actifs Dédiés
tout en rendant plus explicite la possibilité de retraits
Si les provisions restent inchangées, ou ne sont impactées que par l’effet
de l’actualisation ou par des décaissements couverts par les provisions
 Toute marge entre 100 % et 110 % est destinée à couvrir les risques de rentabilité
future des actifs et ne peut être réduite par des retraits d’actifs

Si les provisions augmentent du fait d’une augmentation des dépenses ou de nouvelles hypothèses
 L’augmentation de provisions doit être couverte par une même augmentation absolue des actifs, dans la limite
de 110% des nouvelles provisions

Si les provisions décroissent du fait d’une réduction des dépenses ou de nouvelles hypothèses
 Un retrait d’actif du même montant absolu est possible, tout en maintenant 100% de couverture minimum
22
Réglementation – Marché européen du CO2 (EU ETS)
Accord politique conclu sur la mise en place d’une
réserve de stabilité dans l’EU ETS à partir de 2019

Le 5 mai 2015, les représentants du Parlement et du Conseil de l’UE ont trouvé un accord provisoire
sur la mise en œuvre de la réserve de stabilité (« Market Stability Reserve » ou MSR) dans l’EU ETS

Points clés de l’accord
□
□
□
□

Démarrage anticipé en 2019, au lieu de 2021 comme proposé par la Commission européenne
Transfert dans la réserve des 900 millions de quotas « reportés » (« backloaded ») ainsi que des quotas non
alloués(1) en 2020 (modalités à préciser dans le cadre de la prochaine revue de l’EU ETS)
Exemption de la mise en réserve jusqu’en 2025 des quotas dits « de solidarité », représentant environ 10 % du total
annuel de quotas, et attribués aux Membres de l’UE dont le PIB par habitant est inférieur à 90% de la moyenne UE
Examen par la Commission européenne, lors de la prochaine revue de l’EU ETS, de la possibilité de créer un fonds
pour l’innovation destiné à promouvoir les technologies bas carbone et alimenté par la vente de 50 millions de quotas
de 2019 à 2020, avant l’entrée en vigueur prévue en 2021 du fonds « NER 400 »
Prochaines étapes
□
□
□
13 mai 2015 : réunion du Comité des représentants permanents du Conseil (COREPER) qui devra confirmer l’accord
26 mai 2015 : vote par le Comité Environnement du Parlement européen
Juillet 2015 : vote par l’ensemble du Parlement européen en séance plénière, puis approbation par le Conseil des
ministres de l’UE
(1) Quotas issus de la réserve nouveaux entrants et des quotas alloués gratuitement à des installations ayant fermé. Leur volume est estimé à 600 millions
d’après le Comité Environnement du Parlement européen
23
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
France - Commerce
France – Commerce
L’activité électricité d’EDF en France
En TWh
Ventes aux clients finals(1)
119,2
Collectivités, entreprises et
professionnels
(hors tarif historique)
13,8
Collectivités, entreprises
et professionnels(2)
(au tarif historique)
50,4
Particuliers
55,0
106,5
14,2
T1 2013
112,0
15,2
47,5
45,6
44,8
51,2
T1 2014
T1 2015
Hausse des volumes au T1 2015 principalement due à l’effet climat
(1) Données arrondies au dixième
(2) Y compris auto-consommations EDF
25
France – Commerce
L’activité électricité d’EDF en France au T1 2015
En TWh
Ventes aux clients finals(1)
Tarif de cession ELD(3)
5,1
19,0
Collectivités, Entreprises et
professionnels
(hors tarif historique)
Collectivités, Entreprises et
professionnels(2)
(1) Données arrondies au dixième
(2) Y compris auto-consommations EDF
(3) ELD : Entreprises Locales de Distribution
Tarif jaune
11,6
15,2
45,6
(au tarif historique)
Particuliers
Tarif vert
Tarif bleu
61,0
51,2
26
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Dalkia
Dalkia
Dalkia : une organisation à proximité des clients
3 grands métiers
Répartition du chiffre d’affaires(1) par catégorie de client
Santé
 Réseaux de chaleur et de froid
 Services énergétiques aux bâtiments
(de santé, tertiaires et commerciaux)
 Services énergétiques aux industriels
• Production de chaleur, de froid,
stockage de froid
• Exploitation des installations
énergétiques
• Engagement de performance
Tertiaire
Habitat
11 %
25 %
• Fourniture de chaleur et eau
chaude sanitaire
• Garantie de confort thermique
• Maîtrise de la facture
énergétique
20 %
• Chauffage et climatisation
• Efficacité énergétique
• Certification
environnementale
33 700
clients
12 %
Collectivités
Industrie
• Fourniture de chaleur et de froid,
vapeur, air comprimé, électricité,
cogénération
• Valorisation des énergies de
récupération
(1) Données au 31/12/2014
32 %
• Fourniture de chaleur
et eau chaude sanitaire
• Garantie de confort
thermique
• CPE et maîtrise
de la facture énergétique
28
Dalkia
Dalkia : un acteur majeur de la transition énergétique
 Rééquilibrage du mix énergétique en faveur des énergies renouvelables
locales : biomasse, incinération de déchets, récupération de chaleur
industrielle, géothermie…
□
Développement des réseaux de chaleur « verts »
□
Recours aux énergies renouvelables multiplié par 4 en 6 ans
 Baisse de la consommation d’énergie grâce à l’efficacité énergétique
□
Mise en place de contrats de performance énergétique
□
Déploiement de centres de pilotage à distance des installations des clients
29
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Marchés
Marchés
Un marché européen de l’énergie encore divisé
en “plaques électriques” - moyenne des prix au T1 2015
Niveau de capacités commerciales disponibles
43,0 €/MWh
54,5 €/MWh
0,0
€/MWh(1)
1
400(3)
0,0 €/MWh(1)
1 400(3)
46,7 €/MWh
1 100(2)
1 800(2)
1
+8,1
2
€/MWh(1)
600(2)
-1,4 €/MWh(1)
2 600(2)
800(2)
2 100(2)
44,9 €/MWh
+7,1 €/MWh(1)
500(2)
1 400(2)
3 100(2)
1 100(2)
600(2)
45,9 €/MWh
32,1 €/MWh
1 400(2)
 Des zones de marché
interconnectées mais distinctes
□
Prix : moyenne des prix spot
au premier trimestre 2015
pour la France (Epex),
l’Allemagne (Epex), le R-U
(EDFT), l’Espagne (OMEL),
les Pays-Bas (APX), la Belgique
(Belpex) et l’Italie (Ipex)
51,8 €/MWh
-0,7 €/MWh(1)
+19,8 €/MWh(1)
(1) Variation par rapport aux prix moyens T1 2014
(2) NTC annuelles moyennes telles que calculées par RTE en décembre 2014 pour l’année 2015
(3) Valeur normative, source ENTSOE
31
Marchés
Solde des échanges transfrontaliers d’électricité,
T1 2015 vs T1 2014
En TWh
6,0
2014
5,0
2015
4,0
France
exportatrice
3,0
2,0
1,0
France
importatrice
0,0
-1,0
Janvier
Février
Mars
Au T1 2015, le solde des échanges transfrontaliers est resté positif. Les importations en provenance d'Allemagne ont
été plus marquées qu’au T1 2014. Côté exportations, la baisse des exportations vers la Belgique et le Royaume Uni
a été compensée par une hausse des exportations vers l'Espagne.
Source : RTE
32
Marchés
Echanges transfrontaliers d’électricité
avec l’Allemagne, T1 2015 vs T1 2014
En TWh
0,5
2014
0,0
France
exportatrice
2015
France
importatrice
-0,5
-1,0
-1,5
-2,0
Janvier
Février
Mars
Un solde importateur au T1 2015. Les températures en baisse par rapport à l'an dernier ont accru la demande
française, dans un contexte d'équilibre offre/demande globalement détendu en Allemagne, particulièrement porté
par la production d’origine éolienne.
Source : RTE
33
Marchés
Echanges d’électricité aux frontières françaises
Janvier
2014
Février
Mars
En TWh
Allemagne
exportations
importations
solde
0,5
1,2
-0,6
0,3
1,3
-1,0
0,4
1,4
-1,0
Royaume-Uni
exportations
importations
solde
1,5
0,1
1,4
1,3
0,1
1,3
1,0
0,0
1,0
Belgique
exportations
importations
solde
1,3
0,1
1,3
1,0
0,1
0,9
1,3
0,1
1,2
Espagne
exportations
importations
solde
0,3
0,6
-0,3
0,1
0,7
-0,6
Italie
exportations
importations
solde
1,8
0,0
1,8
Suisse
exportations
importations
solde
Global
exportations
importations
solde
Source : RTE
Janvier
2015
Février
Mars
En TWh
Allemagne
exportations
importations
solde
0,2
1,5
-1,4
0,1
1,7
-1,6
0,1
1,7
-1,6
Royaume-Uni
exportations
importations
solde
1,2
0,2
1,1
1,3
0,3
1,0
1,3
0,2
1,2
Belgique
exportations
importations
solde
1,2
0,4
0,8
0,8
0,2
0,6
1,5
0,2
1,3
0,4
0,6
-0,2
Espagne
exportations
importations
solde
0,8
0,1
0,6
0,2
0,6
-0,4
0,4
0,4
-
1,9
0,0
1,8
1,9
0,1
1,8
Italie
exportations
importations
solde
2,0
2,0
1,9
0,1
1,8
1,8
1,8
2,4
0,2
2,2
2,1
0,4
1,7
2,2
0,6
1,6
Suisse
exportations
importations
solde
2,4
0,6
1,8
2,1
0,7
1,3
2,2
0,8
1,4
7,9
2,2
5,7
6,7
2,6
4,1
7,1
2,8
4,4
Global
exportations
importations
solde
7,8
2,8
4,9
6,4
3,6
2,8
7,4
3,3
4,1
34
Marchés
Prix à terme de l’électricité France, R-U, Italie et
Allemagne (N+1) du 01/04/13 au 31/03/2015
En €/MWh
Electricité - Contrat annuel base France (Powernext)
Electricité - Contrat annuel base Allemagne (EEX)
Electricité - Contrat annuel base R-U (ICE)
Electricité - Contrat annuel base Italie (IPEX)
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
35
Marchés
Prix à terme de l’électricité France, R-U, Italie et
Allemagne (N+2) du 01/04/13 au 31/03/2015
En €/MWh
Electricité - Contrat annuel base France (Powernext)
Electricité - Contrat annuel base R-U (ICE)
Electricité - Contrat annuel base Allemagne (EEX)
Electricité - Contrat annuel base Italie (IPEX)
70
65
60
55
50
45
40
35
30
25
36
Marchés
Spread France / Allemagne du 01/04/13 au 31/03/2015
En €/MWh
Spread spot
Spread à terme
60
40
20
0
-20
-40
Les prix spot France et Allemagne divergent dès que les interconnexions sont saturées entre ces deux pays.
Durant le T1 2015, les interconnexions ont été saturées durant 86 % des heures, contre 50 % des heures en T1 2014.
Remarque : sur la période observée, le prix spot a atteint un minimum le 16 juin 2013 à -37,66 €/MWh, et un maximum le 5 décembre 2013 à 40,60 €/MWh
37
Marchés
France : prix de marché spot en base de l’électricité
Avril 2013 – Mars 2014
En €/MWh
Avril 2014 – Mars 2015
100
90
Base max 2013 = 82,86 €/MWh
80
Base max sur T1 2015 = 62,12 €/MWh
70
60
50
40
30
20
10
Base min 2013 = -40,99 €/MWh
Base min sur T1 2015 = 17,80 €/MWh
0
Hausse des prix spot en base moyens à 44,9 €/MWh au T1 2015 (+7,1 €/MWh vs T1 2014)
en raison de températures plus froides ayant entraîné une hausse de la demande
et une utilisation accrue des moyens thermiques, notamment les centrales à gaz.
Source : EPEX
38
Marchés
France : prix de marché spot en pointe de l’électricité
En €/MWh
100
90
Avril 2013 – Mars 2014
Avril 2014 – Mars 2015
Pointe max sur T1 2015 = 70,75 €/MWh
80
70
60
50
40
30
20
10
Pointe min sur T1 2015 = 38,92 €/MWh
0
Des prix spot en pointe moyens de 52,7 €/MWh, en hausse de 3,5 €/MWh par rapport au T1 2014,
principalement du fait du recul des températures (-1,9°C vs T1 2014),
ayant entrainé une hausse de la demande de 4,3 GW.
39
Marchés
Prix du charbon (N+1) du 01/04/2014 au 31/03/2015
En $/t
85
80
75
70
65
60
55
avr.-14
mai-14
juin-14
juil.-14
août-14
sept.-14
oct.-14
nov.-14
déc.-14
janv.-15
févr.-15
mars-15
Le prix à terme du charbon a clôturé le T1 2015 à 57,5 $/t, en recul de 23,5 $/t par rapport à fin mars 2014.
Il a atteint le 20 mars dernier son plus bas niveau depuis début janvier 2006 à 57,1 $/t en raison d'une offre
abondante et d’une demande particulièrement faible en Asie alors qu'elle dynamise habituellement le marché mondial.
40
Marchés
Prix du brent(1) du 01/04/2014 au 31/03/2015
En $/bbl
120
110
100
90
80
70
60
50
40
avr.-14
mai-14
juin-14
juil.-14
août-14
sept.-14
oct.-14
nov.-14
déc.-14
janv.-15
févr.-15
mars-15
Le cours du pétrole a baissé environ de moitié par rapport à l’année dernière,
en raison d’un équilibre offre-demande très détendu au niveau mondial.
(1) Prix du brent spot (M+1)
41
Marchés
Prix du gaz(1) (N+1) du 01/04/2014 au 31/03/2015
En €/MWh
29
27
25
23
21
19
17
avr.-14
mai-14
juin-14
juil.-14
août-14
sept.-14
oct.-14
nov.-14
déc.-14
janv.-15
févr.-15
mars-15
Le prix du gaz à terme a clôturé à 22,1 €/MWh fin mars 2015, contre 24,3 €/MWh fin mars 2014.
La baisse du prix des produits pétroliers et le retour prévu des cargos de GNL en Europe ont tiré les prix à la baisse.
(1) Prix du gaz PEG Nord
42
Marchés
Prix du CO2 (N+1) du 01/04/2014 to 31/03/2015
En €/t
8,0
7,5
7,0
6,5
6,0
5,5
5,0
4,5
avr.-14
mai-14
juin-14
juil.-14
août-14
sept.-14
oct.-14
nov.-14
déc.-14
janv.-15
févr.-15
mars-15
Le prix du CO2 a terminé le premier trimestre 2015 à 7,1 €/t, en hausse de 1,0 €/t en moyenne par rapport au T1 2014.
Au T1 2015, les prix ont été fortement volatiles et ont évolué au rythme des annonces sur la réserve de stabilité (« MSR »).
43
Marchés
France : consommation électrique T1 2015 vs T1 2014
2014
En TWh
2015
52,4
48,6
49,4
43,1
44,7
Janvier
45,3
Février
Mars
Consommation électrique en forte hausse en France au T1 2015 vs T1 2014 en raison de températures
plus froides. Ajustée de l’effet climat, la demande du trimestre est quasiment stable vs T1 2014.
Source : RTE, Aperçu mensuel sur l’énergie électrique, Mars 2015
44
Marchés
France : consommation gaz T1 2015 vs T1 2014
2014
En TWh
2015
59,5
62,5
49,6
55,5
49,2
Janvier
43,6
Février
Mars
Forte hausse de la demande en gaz par rapport au T1 2014 (+23,3 TWh, i.e. +15,7 %)
principalement due aux températures plus froides de ce début d’année.
Source : Smart GRTgaz, y compris TIGF
45
Marchés
Royaume-Uni : consommation électrique
T1 2015 vs T1 2014
En TWh
88,5
82,4
T1
74,0
71,3
72,1 70,1
82,6 80,9
76,6(1)
T2
T3
2013
2014
2015
T4
Consommation électrique en baisse (-5,9 TWh, i.e -7,1 % vs T1 2014),
principalement due à une amélioration de l’efficacité énergétique.
Source : DECC (Données historiques révisées trimestriellement)
(1) Chiffres estimés par EDF Energy
46
Marchés
Royaume-Uni : consommation finale gaz
T1 2015 vs T1 2014
En TWh
230,9
184,4
194,1(1)
160,6
154,0
111,2
2013
2014
2015
86,6
60,5 59,0
T1
T2
T3
T4
Hausse de la consommation gaz (+9,8 TWh, i.e. +5,3 % vs T1 2014)
en raison de températures plus basses au T1 2015.
Source : DECC (Données historiques révisées trimestriellement)
(1) Chiffres estimés par EDF Energy
47
Marchés
Italie : consommation électrique T1 2015 vs T1 2014
En TWh
2014
26,9
26,4
25,0
Janvier
2015
25,2
Février
26,2
26,5
Mars
La demande électrique au T1 2015 est globalement stable par rapport au T1 2014.
Source : données Terna retraitées par Edison
48
Marchés
Italie : consommation gaz T1 2015 vs T1 2014
En TWh
2014
90,6
2015
86,6
93,5
74,3
74,5
64,9
Janvier
Février
Mars
La demande de gaz au T1 2015 est dans la normale pour un hiver « moyen » en terme de température (-0,8°C vs 2014)
alors que celle du T1 2014 avait été particulièrement faible du fait d’un hiver très doux (+1,1°C vs 2013).
Source : Ministère du Développement Economique (MSE), données Snam Rete Gas retraitées par Edison sur la base1 bcm = 10,76 TWh
49
Marchés
Températures mensuelles moyennes(1) en France
du 01/04/2013 au 31/03/2015 et écart à la normale
Ecart à la normale
Températures moyennes réalisées
Températures moyennes normales
En °C
25
3
2
20
1
15
0
10
-1
-2
5
-3
0
-4
Un début d’année avec des températures moyennes situées 0,6°C en dessous des normales,
en baisse de 1,9°C par rapport au T1 2014 qui avait été particulièrement doux.
Source : Météo France
(1) Données basées sur un panier de 32 villes
50
Marchés
Températures mensuelles moyennes à Londres(1)
En °C
Avril 2013 - Mars 2014
Avril 2014 - Mars 2015
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
Avril
Mai
Juin
Juillet
Source : Météo France
(1) Représentatif des activités d’EDF Energy
Août
Septembre
Octobre
Novembre Décembre
Janvier
Février
Mars
51
Marchés
Clean dark spread(1) au Royaume-Uni (day ahead)
En £/MWh
36
32
28
24
20
16
12
8
4
0
Market spread =
+ Prix de l’électricité
– Prix API 2 x estimation marché de la quantité de charbon / MWh d’électricité
– (Prix EUA + Prix taxe gouvernementale) x estimation marché des émissions CO2 / MWh d’électricité
(1) Spread d’une centrale à charbon fonctionnant à plein régime, incluant le coût du charbon, des émissions de CO2 (mais sans certificat vert) sous une hypothèse
d’efficience de marché
52
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
PREMIER TRIMESTRE
Annexes