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COMMUNIQUE DE PRESSE
14 février 2017 |
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Résultats annuels
2016
Objectifs 2016 révisés
atteints
Bonne tenue des activités
opérationnelles
Plan de performance conforme à la trajectoire
annoncée
Objectifs 2017 confirmés
-
EBITDA : 16,4 Mds€,
-4,8 % de variation organique[1]
-
Résultat net courant :
4,1 Mds€, contre 4,8 Mds€ en 2015, soit -15,3 %
-
Résultat net part du
Groupe : 2,9 Mds€ soit x2,4 par rapport à 2015
-
Production
nucléaire :
- France : 384 TWh,
-7,9 % en lien principalement avec des contrôles
supplémentaires entrainant des arrêts ou des prolongations d'arrêts
programmés
- Royaume-Uni : 65,1 TWh,
niveau record depuis 2003, +4,5 TWh par rapport à 2015
Plan de
performance
-
Poursuite de la réduction des
Opex[2] :
-0,3 Md€ par rapport à 2015
-
Avancement rapide du plan de
cessions : 6,7 Mds€ de cessions signées ou réalisées, soit
67% de l'objectif
Endettement
-
Endettement financier net
stable : 37,4 Mds€
-
Endettement financier net /
EBITDA : 2,3x en ligne avec l'objectif d'être inférieur à
2,5x
-
Dividende proposé au titre de
2016 : 2,1 Mds€ avec option de paiement en actions
nouvelles, soit un taux de distribution de 60 %
Objectifs
2017
-
Production nucléaire :
390 - 400 TWh
-
EBITDA[3] : 13,7
- 14,3 Mds€
-
Endettement financier net /
EBITDA[4] :
inférieur ou égal à 2,5x
-
Taux de distribution du
résultat net courant[5] :
55 % à 65 %
Objectifs
2018
-
Poursuite du plan
d'Opex[6] avec
une économie de 0,7 Md€ par rapport à 2015
-
EBITDA[7] :
supérieur ou égal à 15,2 Mds€
-
Investissement net hors
Linky[8], nouveaux
développements et cessions d'actifs :
~10,5 Mds€
-
Cash flow7,[9] :
supérieur ou égal à 0
-
Endettement financier net / EBITDA7,9 :
inférieur ou égal à 2,5x
-
Taux de distribution du
résultat net courant5 :
50 %
Le Conseil d'administration d'EDF,
réuni le 13 février 2017 sous la présidence de Jean-Bernard Lévy, a
arrêté les comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre
2016.
Jean-Bernard Lévy,
Président-Directeur Général d'EDF a déclaré :
« Les résultats 2016 d'EDF prouvent que nos
fondamentaux sont solides. La transformation du groupe est bien
engagée, grâce à la mobilisation constante et aux efforts des
salariés. La stratégie CAP 2030 se déploie à un rythme soutenu et
le plan de performance se déroule selon la trajectoire annoncée,
signe que l'entreprise s'adapte et va de l'avant. Nous poursuivons
cette dynamique en 2017 avec le lancement de nouvelles offres et
des services innovants pour nos clients, avec le développement de
projets bas carbone, et en ciblant les marchés hors d'Europe pour y
exporter nos savoir-faire.»
Évolution des
résultats annuels du groupe EDF
En millions d'euros |
2015 |
2016 |
Variation vs 2015
(%) |
Croissance organique
(%) |
Chiffre d'affaires |
75 006 |
71 203 |
-5,1 |
-3,2 |
EBITDA |
17 601 |
16 414 |
-6,7 |
-4,8 |
EBIT |
4 280 |
7 514 |
+75,6 |
+76,6 |
Résultat net part du Groupe |
1 187 |
2 851 |
+140,2 |
|
Résultat par
action[10] |
0,32 |
1,15 |
|
|
Résultat net courant |
4 822 |
4 085 |
-15,3 |
|
Évolution de
l'EBITDA du groupe EDF
En millions d'euros |
2015 |
2016 |
Croissance organique (%) |
|
|
|
|
France - Activités de production et commercialisation |
6 936 |
6 156 |
-11,2 |
France - Activités régulées |
4 719 |
5 102 |
+8,1 |
Royaume-Uni |
2 242 |
1 713 |
-12,3 |
Italie |
1 345 |
641 |
-50,6 |
Autre International |
609 |
711 |
+21,2 |
Autres métiers |
1 750 |
2 091 |
+22,0 |
Total
Groupe |
17 601 |
16 414 |
-4,8 |
Le plan de performance, associé à
la bonne gestion de l'outil industriel et aux performances
commerciales, permettent dans un contexte de marché défavorable, de
compenser partiellement une concurrence accrue et la moindre
disponibilité des centrales nucléaires en France du fait des
contrôles supplémentaires. L'EBITDA du Groupe s'élève à 16,4
milliards d'euros en baisse de 6,7 % par rapport à 2015.
Hors effets de change
(-0,3 milliard d'euros), résultant principalement de la
dépréciation de la livre sterling face à l'euro, et hors effets de
périmètre, l'EBITDA est en recul organique de 4,8 %. Cette
évolution intègre également l'impact positif de la régularisation
tarifaire 2014 et la bonne performance de l'activité régulée.
Dans le cadre de son plan de
performance qui prévoit une réduction des charges
opérationnelles[11] d'au moins
1 milliard d'euros en 2019 par rapport à 2015, le groupe EDF a
réduit ses dépenses opérationnelles de 1,3 %[12],
soit environ 0,3 milliard d'euros par rapport à 2015. En France,
l'EBITDA des Activités production et commercialisation s'élève à
6,2 milliards d'euros, en baisse organique de 11,2 % du fait
principalement d'un niveau de production nucléaire en recul par
rapport à 2015 et de l'évolution défavorable des conditions de
marché.
Le segment France - Activités
Régulées affiche un EBITDA de 5,1 milliards d'euros en hausse
organique de 8,1 % grâce principalement aux effets conjugués
d'un climat favorable et de la baisse des coûts d'achat des pertes
réseaux.
Au Royaume-Uni, l'EBITDA est en
baisse organique de 12,3 % par rapport à 2015. L'excellente
performance de la production nucléaire et la poursuite du plan
d'économie ont partiellement compensé l'effet fortement négatif de
la baisse des prix et de l'intensification de la concurrence.
En Italie, l'EBITDA enregistre une
baisse organique de 50,6 %, principalement sous l'effet des
conditions de marché défavorables en 2016 et de l'impact positif en
2015 de l'arbitrage sur le contrat gaz libyen sans équivalent en
2016.
L'EBITDA du segment Autres métiers
augmente de 22,0 % en organique, notamment grâce à la
croissance de l'activité d'EDF Trading dont l'EBITDA progresse de
56,8 % en organique, et de celle d'EDF Énergies Nouvelles dont
l'EBITDA bénéficie des capacités nettes installées en 2015 et du
succès du modèle de développement par rotation d'actifs.
L'EBITDA du segment Autre
International est en augmentation de 21,2 % en organique,
soutenu par l'ensemble des pays.
Performance
opérationnelle :
Production nucléaire en France affectée par des
contrôles supplémentaires
Excellente performance nucléaire au
Royaume-Uni
En France, la production nucléaire
s'établit à 384 TWh en recul de 32,8 TWh par rapport à 2015.
L'année 2016 a été marquée par la réalisation de contrôles
supplémentaires[13], notamment
sur les générateurs de vapeur, entraînant la prolongation ou la
programmation complémentaire d'arrêts de plusieurs réacteurs. Les
analyses et contrôles sur les générateurs de vapeur potentiellement
concernés par la problématique de ségrégation carbone ont permis
d'obtenir de la part de l'Autorité de Sûreté Nucléaire
l'autorisation de redémarrage de 17 réacteurs sur les 18
concernés, confirmant l'aptitude de ces réacteurs à fonctionner en
toute sûreté. Le réacteur 1 de Civaux est actuellement en cours de
contrôle.
Parallèlement, la performance
opérationnelle du parc nucléaire est restée solide, avec le plus
faible volume d'arrêts fortuits jamais atteint, et des résultats en
matière de sûreté en progrès, avec un nombre historiquement bas
d'arrêts automatiques réacteurs.
La production nucléaire a été
complétée par la production des centrales thermiques qui s'établit
à 11,9 TWh, en hausse de 5,1 TWh en raison d'une plus forte
sollicitation, notamment des centrales au gaz.
Enfin, la production hydraulique
s'élève à 42,4 TWh en 2016, en hausse de 3,5 TWh grâce à des
conditions hydrologiques plus favorables qu'en 2015.
Au total, la production du segment
France - Activités de production et commercialisation s'élève à
438,3 TWh, en baisse de 24,2 TWh par rapport à 2015.
Suite à la fin des tarifs Jaune et
Vert et dans un contexte concurrentiel accru, plus de 75% des
clients de ce segment ont choisi EDF en 2016.
Le développement commercial a
permis une progression de 10,5 % du nombre de comptes clients
gaz par rapport à 2015.
Au Royaume-Uni, la production
nucléaire est à son plus haut niveau à 65,1 TWh en hausse de 4,5
TWh par rapport à 2015 grâce à une excellente performance
opérationnelle. La production nucléaire 2016 a bénéficié d'une très
bonne disponibilité du parc et d'un taux d'arrêts non planifiés
historiquement bas.
La production d'EDF Énergies
Nouvelles s'établit à 11,3 TWh en hausse de 9 %. Cette
croissance est portée par la mise en service de 1,2 GW bruts dans
l'éolien et en Amérique du nord. Le portefeuille de projets en
construction s'élève à 1,8 GW au 31 décembre 2016, dont 50 %
environ se situent dans les nouvelles zones d'implantation (Inde,
Brésil, Chili).
Dans les services énergétiques, le
développement de l'activité de réseau de chaleur a été significatif
et la part des énergies renouvelables a fortement augmenté dans le
mix énergétique.
Résultat
Net
Le résultat net part du Groupe
s'élève à 2,9 milliards d'euros en 2016, en hausse de 1,7 milliard
d'euros par rapport à 2015, du fait de moindres pertes de valeur en
2016 par rapport à 2015, et de l'effet positif de l'allongement à
50 ans de la durée d'amortissement du palier REP 900 MW[14] en
France.
Le résultat financier représente
une charge de 3,3 milliards d'euros en 2016, en hausse de
0,7 milliard d'euros par rapport à 2015, principalement liée à
l'augmentation des charges de désactualisation des provisions
nucléaires liée en particulier à la baisse sensible du taux
d'actualisation des provisions nucléaires de 4,5 % à
4,2 %.
Retraité des éléments non
récurrents, le résultat net courant s'établit à 4,1 milliards
d'euros en 2016, en baisse de 15,3 % par rapport à 2015.
Plan de
performance conforme à la trajectoire annoncée
EDF confirme la poursuite de ses
efforts de maîtrise des charges opérationnelles[15] avec
une baisse de 0,3 milliard d'euros en 2016 par rapport à 2015.
Cette trajectoire conforte l'objectif du plan de performance de
réduire les charges opérationnelles de 0,7 milliard d'euros en
2018 par rapport à 2015 et de 1 milliard en 2019 par rapport à
2015. L'ensemble des segments contribue à ce résultat avec en
particulier une baisse de 1,0 % des Opex du segment France -
Activités production et commercialisation grâce notamment à une
adaptation des coûts commerciaux et administratifs au contexte
concurrentiel et à une optimisation des coûts du parc thermique. Le
segment France - Activités régulées poursuit également ses actions
d'optimisation des coûts. Le Royaume-Uni affiche une réduction de
3,6 %, l'Italie de 4,7 %.
Les plans d'optimisation ont eu un
impact positif de 0,7 milliard d'euros sur le besoin en fonds de
roulement en 2016.
Le plan de cession a permis la
réalisation de 6,7 milliards d'euros de cessions environ qui ont
été signées ou réalisées en 2016 sur les 10 milliards d'euros du
plan de cession sur la période 2015-2020.
Les investissements nets s'élèvent
à 11,7 milliards d'euros en 2016 contre 12,7 milliards d'euros en
2015, soit une diminution de 1,0 milliard d'euros
(-8,0 %). Les investissements nets hors linky, nouveaux
développement et cessions d'actifs sont en baisse de 0,6 milliard
d'euros à 11,8 milliards d'euros en 2016 contre 12,4 milliards
d'euros en 2015. Ces évolutions, en ligne avec l'objectif
d'atteindre un montant d'investissement nets hors linky et cessions
d'actif d'environ 10,5 milliards d'euros en 2018, sont
principalement liées à la baisse des investissements nets à
l'international (-0,7 milliard d'euros, soit
-28,5 %) du fait d'une rationalisation des investissements
essentiellement au Royaume-Uni, en Italie, en Pologne et en
Chine.
Dividende proposé
au titre de 2016 : distribution de 2 102 millions d'euros
, soit un taux de distribution de 60 %, avec option de
paiement en actions nouvelles
Modalités de règlement du solde du
dividende au titre de 2016
Le Conseil d'administration d'EDF
qui s'est réuni le 13 février 2017 a convoqué l'Assemblée générale
mixte des actionnaires le 18 mai 2017 et a décide de proposer à
l'Assemblée générale, conformément à l'article L. 232-18 du code de
commerce et à l'article 25 des statuts de la Société, d'offrir à
chaque actionnaire la possibilité d'opter pour le paiement en
actions nouvelles de la Société du solde du dividende à distribuer
au titre de l'exercice clos le 31 décembre 2016. En cas d'exercice
de l'option, les actions nouvelles seront émises à un prix égal à
90 % de la moyenne des premiers cours cotés de l'action EDF
sur le marché réglementé d'Euronext Paris lors des vingt séances de
bourse précédant le jour de l'Assemblée, diminuée du montant du
solde du dividende restant à distribuer au titre de l'exercice
2016, le tout arrondi au centime d'euro supérieur.
Les modalités de règlement du
solde du dividende au titre de l'exercice 2016 qui seront proposées
au vote des actionnaires ont été fixées comme suit :
- détachement des dividendes
(ordinaire et majoré) le 6 juin 2017
- période d'exercice de l'option de
paiement en actions nouvelles du 6 juin au 20 juin 2017 inclus
- mise en paiement du solde du
dividende et règlement-livraison des actions le 30 juin 2017
Le montant du solde du dividende à
distribuer au titre de 2016 s'élève à 1 096 millions euros
Le montant du dividende par
action, du solde par action et du solde par action pour les actions
bénéficiant du dividende majoré, compte tenu de l'acompte sur
dividende de 0,50 euro par action payé le 31 octobre 2016, seront
communiqués par la société à l'occasion du lancement de
l'augmentation de capital devant intervenir, sous réserve des
conditions de marché, avant la fin du 1er trimestre
2017[16].
Endettement
financier stable
|
31/12/2015 |
31/12/2016 |
Endettement financier net
(en milliards d'euros) |
37,4 |
37,4 |
Endettement financier net /
EBITDA |
2,1x |
2,3x |
L'endettement financier net
s'élève à 37,4 milliards d'euros au 31 décembre 2016 stable par
rapport au 31 décembre 2015. Le ratio d'endettement financier
net / EBITDA s'établit à 2,3x, en ligne avec l'objectif d'être
inférieur à 2,5x.
Le cash flow opérationnel
s'établit à 13,1 milliards d'euros en diminution de
3,3 %. Cette évolution résulte principalement de la baisse de
l'EBITDA pour un montant de 1,2 milliard d'euros qui est compensée
partiellement par une baisse de l'impôt sur le résultat payé et une
diminution des frais financiers nets décaissés.
Par ailleurs, la variation du
besoin en fonds de roulement de -1,9 milliard d'euros sur l'année
2016 comparé à +0,1 milliard d'euros en 2015, est en grande
partie conjoncturelle. Cette évolution s'explique essentiellement
en France par l'effet de la régularisation des tarifs réglementés
de vente 2014 (-0,9 milliard d'euros) et un effet climat plus
rigoureux en 2016 conduisant à une augmentation des créances
(défavorable de -0,9 milliard d'euros).
Grâce aux efforts de gestion et
malgré le contexte difficile, le cash flow Groupe s'élève à -1,6
milliard d'euros contre -2,1 milliards d'euros en 2015.
L'effet de change a un impact
favorable de 1,1 milliard d'euros sur l'endettement financier net
du Groupe au 31 décembre 2016, principalement lié à la
dépréciation importante de la livre sterling par rapport à
l'euro.
Par ailleurs, EDF a poursuivi sa
politique active de financement avec, en octobre 2016, une série
d'émissions obligataires senior en dollars américains, euros et
francs suisses pour un montant de 3 milliards d'euros, une émission
« formosa » double tranche de 2 655 milliards USD
et, en janvier 2017, une émission d'obligations
« samouraï » pour environ 1,1 milliard d'euros.
Parmi ces émissions, trois
tranches ont été émises en tant que green
bond : une tranche de 1,75 milliard d'euros (maturité
de 10 ans) et deux tranches « Samouraï » (maturités de 12 et 15
ans) pour un montant total de 26 milliards de yens, soit
l'équivalent d'environ 0,2 milliard d'euros. Ces dernières
émissions vont permettre au Groupe de poursuivre ses
investissements de développement dans les énergies renouvelables
menés par EDF Énergies Nouvelles, ainsi que la modernisation et le
développement des ouvrages hydroélectriques existants en France
métropolitaine.
Au 31 décembre 2016 la maturité
moyenne de la dette du Groupe s'établit à 13,4 ans pour un coupon
moyen de 2,7 % comparé à 2,9 % au 31 décembre 2015.
Du fait de la diminution du taux
d'actualisation réel au 31 décembre, les dotations aux provisions
devant être compensées par des dotations aux actifs dédiés
conformément au décret du 24 mars 2015 s'élèvent au total
à 1.095 millions d'euros. EDF procédera dans les 30 jours
suivant l'arrêté des comptes à la dotation de ce montant aux actifs
dédiés, conformément au courrier du 10 février 2017 des ministres
de l'Economie et des Finances, et de l'Environnement, de l'Energie
et de la Mer.
Dans le même courrier en date de
10 février 2017, les ministres de l'Économie et des Finances, et de
l'Environnement, de l'Énergie et de la Mer, ont annoncé leur
décision de faire évoluer la formule de calcul du plafond
réglementaire du taux d'actualisation, à compter de 2017. Cette
décision sera traduite dans une évolution de l'arrêté du 21 mars
2007, modifié par celui du 24 mars 2015. Cette modification fait
suite à des travaux entre les exploitants nucléaires et les
pouvoirs publics, visant à établir une formule du taux plafond qui
tienne compte de la duration élevée des passifs nucléaires et des
objectifs prudentiels en termes de sécurisation du financement des
charges nucléaires de long terme.
Au vu de l'évolution des taux,
cette nouvelle formule, qui intègrerait progressivement le passage
du taux réglementaire de 4,3% à une moyenne sur 4 ans y compris un
spread de 100 points de base, devrait conduire à une évolution du
plafond réglementaire davantage lissée dans les prochaines années,
par comparaison avec la formule précédente.
Au vu de l'évolution passée et
anticipée des taux, cette nouvelle formule, qui intègrerait
progressivement le passage du taux réglementaire de 4,3 % à une
moyenne sur 4 ans y compris un spread de 100 points de base,
devrait conduire à une évolution du plafond réglementaire davantage
lissée dans les prochaines années, par comparaison avec la formule
précédente.
Perspectives
Objectifs
2017
L'année 2017 sera marquée par les
effets de la baisse des prix de marché en France et au Royaume-Uni
par rapport à 2016 et des volumes ARENH souscrits fin 2016. Par
ailleurs, le volume de production en France prend en compte les
arrêts en cours des réacteurs Bugey 5, Fessenheim 2, Gravelines 5
et Paluel 2 et un volume d'arrêts programmés intégrant la poursuite
des travaux du programme industriel « Grand
Carénage ».
Dans ce contexte, le Groupe s'est
fixé les objectifs suivants pour 2017 :
-
Production nucléaire :
390 - 400 TWh
-
EBITDA[17] : 13,7
- 14,3 Mds€
-
Endettement financier net /
EBITDA[18] :
inférieur ou égal à 2,5x
-
Taux de distribution du
résultat net courant[19] :
55 % à 65 %
Objectifs
2018
En 2018, EDF va bénéficier des
économies supplémentaires liées au plan de performance, de la
normalisation progressive du niveau de production nucléaire en
France, et du développement des activités de services du Groupe.
L'évolution des conditions de marché en France et au Royaume-Uni
devrait avoir un effet favorable.
Le Groupe s'est ainsi fixé les
objectifs suivants pour 2018 :
-
Opex[20] :
-0,7 Md€ par rapport à 2015
-
EBITDA[21] :
supérieur ou égal à 15,2 Mds€
-
Investissement net hors Linky,
nouveaux développements et cessions d'actifs : environ
10,5 Mds€
-
Cash flow20,[22] : supérieur ou égal à 0
-
Endettement financier net /
EBITDA20,21 :
inférieur ou égal à 2,5x
-
Taux de distribution du
résultat net courant18 :
50 %
Au-delà de
2018
-
Réduction des charges
opérationnelles19 : supérieur ou égal à 1 Md€ en 2019 par rapport à
2015
-
Cessions d'actifs sur 2015-2020
: Au moins 10 Mds€
-
Taux de distribution du
résultat net courant18 :
45 % à 50 %
Principaux
résultats du Groupe par segment
France - Activités
de Production et Commercialisation :
des effets positifs du plan de performance Groupe
et de la régularisation tarifaire,
une production nucléaire en baisse et des
conditions de marché difficiles
En millions
d'euros |
2015 |
2016 |
Variation
organique (%) |
Chiffre d'affaires[23] |
37 327 |
35 191 |
-5,7 |
Opex |
9 837 |
9 591 |
-1,0[24] |
EBITDA |
6 936 |
6 156 |
-11,2 |
Le chiffre d'affaires des
activités de production et commercialisation s'établit
35,2 milliards d'euros en baisse organique de
5,7 %.
L'EBITDA est en recul organique de
11,2 % à 6,2 milliards d'euros dans un contexte de marché
défavorable.
Il est affecté par le recul de la
production nucléaire de 32,8 TWh par rapport à 2015, du fait
principalement des arrêts et prolongations d'arrêts liés aux
contrôles supplémentaires, pour un montant estimé de
1,3 milliard d'euros.
Les ventes nettes sur les marchés
ont un impact négatif estimé à près de 0,5 milliard d'euros,
notamment en raison des achats rendus nécessaires au second
semestre du fait d'un nombre important de réacteurs nucléaires à
l'arrêt.
Les impacts du changement des
conditions de marché avec la fin des tarifs réglementés de vente
Jaune et Vert, de la baisse des prix de marché, et de l'intensité
concurrentielle sont estimés à -1,2 milliard d'euros.
L'EBITDA bénéficie de l'impact
favorable du climat, d'une année bissextile et des hausses de
tarifs pour un montant d'environ 0,3 milliard d'euros. Cette
évolution intègre aussi la régularisation des tarifs réglementés de
vente pour la période du 1er août 2014 au
31 juillet 2015, suite à l'arrêté du Conseil d'État du 15 juin 2016
pour un montant de 0,9 milliard d'euros.
Dans le cadre du plan de
performance du Groupe, les Opex24 ont diminué
de 1,0 % grâce à des gains de performance opérationnelle dans
toutes les entités, avec notamment une adaptation des coûts
commerciaux et administratifs au contexte concurrentiel et une
optimisation des coûts du parc thermique.
France - Activités
régulées : un climat et des conditions de marché
favorables
En millions
d'euros |
2015 |
2016 |
Variation
organique (%) |
Chiffre d'affaires[25] |
15 418 |
15 728 |
+2,0 |
Opex |
4 950 |
4 951 |
-0,4[26] |
EBITDA |
4 719 |
5 102 |
+8,1 |
Le chiffre d'affaires des
activités régulées s'élève à 15,7 milliards d'euros en hausse
organique de 2,0 %. L'EBITDA progresse de 8,1 % en
organique avec notamment un climat favorable (+5,6 TWh), un effet
année bissextile (+1,2 TWh), et un moindre coût des achats de
pertes réseau en lien avec la baisse des prix de marché. Par
ailleurs, les actions d'optimisation des coûts se poursuivent.
Royaume-Uni :
excellente performance nucléaire et maîtrise des
Opex,
ne compensant que partiellement des conditions de
marché difficiles
En millions
d'euros |
2015 |
2016 |
Variation
organique (%) |
Chiffre d'affaires24 |
11 622 |
9 267 |
-9,0 |
Opex |
2 492 |
2 024 |
-3,625 |
EBITDA |
2 242 |
1 713 |
-12,3 |
Au Royaume-Uni, le chiffre
d'affaires s'élève à 9,3 milliards d'euros, en baisse organique de
9,0 % par rapport à 2015. L'EBITDA s'élève à 1,7 milliard
d'euros, en baisse organique de 12,3 %, hors effet change
défavorable de 0,3 milliard d'euros en raison de la dépréciation de
la livre sterling en particulier à l'issue du référendum sur le
Brexit.
Cette évolution résulte d'une
production nucléaire en hausse, qui enregistre un niveau record à
65,1 TWh (+4,5 TWh) grâce à une excellente performance
opérationnelle, qui compense en partie l'impact fortement négatif
de la baisse des prix réalisés.
Malgré l'intensité
concurrentielle, le nombre moyen de comptes clients résidentiels
est stable par rapport à 2015, à 5,2 millions.
Par ailleurs, l'EBITDA a été
soutenu par la baisse organique de 3,6 % des Opex26 grâce au
plan de maîtrise des coûts d'EDF Energy.
Italie :
maîtrise des Opex atténuant les conditions de marché
difficiles
et l'effet positif 2015 de l'arbitrage gaz
En millions
d'euros |
2015 |
2016 |
Variation
organique (%) |
Chiffre d'affaires[27] |
11 694 |
11 125 |
-4,5 |
Opex |
939 |
896 |
-4,7[28] |
EBITDA |
1 345 |
641 |
-50,6 |
En Italie, le chiffre d'affaires
s'élève à 11,1 milliards d'euros, en baisse organique de 4,5 %
par rapport à 2015.
L'EBITDA ressort en baisse
organique de 50,6 % principalement sous l'effet positif de
l'arbitrage du contrat gaz libyen en 2015 sans équivalent en
2016.
Dans les activités Electricité,
l'EBITDA est globalement pénalisé par une évolution défavorable des
prix moyens de vente. L'hydraulicité exceptionnellement bonne de
2015 engendre une variation défavorable sur 2016.
L'EBITDA des activités
Hydrocarbures ressort en baisse en raison de l'effet positif en
2015 de l'arbitrage rendu sur le contrat gaz libyen, et de la
poursuite de la chute du cours du brent qui affecte négativement
les activités exploration-production.
Cette baisse est partiellement
compensée par un effet positif lié à des volumes de gaz vendus
supérieurs ainsi qu'à une restauration des marges de
commercialisation gaz en 2016. Celle-ci résulte des renégociations
du contrat gaz libyen (fin 2015) et du contrat gaz qatari avec
Rasgas (juin 2016) qui intègrent une révision de la formule
des prix.
Par ailleurs, la poursuite du plan
de réduction des coûts a permis une baisse des Opex28 de
4,7 %.
Autres
métiers : une très bonne performance opérationnelle
En millions
d'euros |
2015 |
2016 |
Variation
organique (%) |
Chiffre d'affaires[29] |
7 288 |
7 734 |
+4,5 |
EBITDA |
1 750 |
2 091 |
+22,0 |
Le chiffre d'affaires du segment
Autres métiers s'élève à 7,7 milliards d'euros, en hausse organique
de 4,5 % par rapport à 2015. L'EBITDA progresse de 22 %
en organique.
EDF Énergies Nouvelles contribue à
hauteur de 0,9 milliard d'euros à l'EBITDA du Groupe, en hausse
organique de 6,1 % par rapport à 2015. Cette évolution est
liée à la croissance continue de la production ainsi qu'au succès
du modèle de développement par rotation d'actif en Europe (cessions
de parcs éoliens en Grèce et au Portugal) et aux Etats Unis.
L'EBITDA de Dalkia s'élève à
0,3 milliard d'euros, en croissance organique de 18 millions
d'euros. Cette évolution reflète d'une part l'impact positif du
développement commercial et d'autre part la mise en oeuvre de plans
de performance, malgré l'effet défavorable de la baisse du prix du
gaz.
La contribution d'EDF Trading à
l'EBITDA du Groupe s'élève à 0,7 milliard d'euros en 2016, en
hausse organique de 0,3 milliard d'euros (+56,8 %) par
rapport à 2015. Cette évolution est liée à une forte volatilité sur
les marchés de l'énergie en Europe particulièrement au second
semestre et à la bonne performance de l'activité trading dans le
domaine du GNL.
Autre
International : bonne performance dans toutes les
zones
En millions
d'euros |
2015 |
2016 |
Variation
organique (%) |
Chiffre d'affaires[30] |
5 827 |
5 286 |
-6,8 |
EBITDA |
609 |
711 |
+21,2 |
Le chiffre d'affaires du segment
Autre International s'élève à 5,3 milliards d'euros, en baisse
organique de 6,8 % par rapport à l'an passé. L'EBITDA est en
hausse organique de 21,2 %.
En Belgique, l'EBITDA est en
hausse organique de 46,4 % grâce à la progression de la
production éolienne (+19 % de capacités installées à 301 MW),
à la bonne performance de la production nucléaire suite au
redémarrage des réacteurs de Doel 3 et Tihange 2, et à la bonne
performance du thermique grâce à l'amélioration des clean spark
spreads et à la poursuite d'une activité soutenue dans les services
systèmes.
En Pologne[31],
l'EBITDA s'élève à 0,3 milliard d'euros en hausse organique de
19,1 % par rapport à 2015 grâce à la bonne performance d'EDF
Polska. Cette performance reflète la progression de la production
d'électricité et de chaleur sous l'effet de l'amélioration de la
disponibilité des actifs, dont les travaux de modernisation sont en
phase d'achèvement, d'un effet climat favorable et des
raccordements de nouveaux clients. L'EBITDA de la Pologne a
également bénéficié de l'augmentation des tarifs de vente de
chaleur et d'un effet favorable des prix des combustibles.
Le Brésil participe à la
croissance de l'EBITDA du segment avec une évolution organique de
+87 millions d'euros grâce à l'effet positif de la révision
annuelle du tarif du contrat de vente d'électricité (PPA) d'EDF
Norte Fluminense, d'un effet prix sur l'achat du gaz, des services
systèmes, et d'un effet volume favorable sur les maintenances et
pour l'export.
En Asie, l'EBITDA est en baisse suite à la fin de la concession de
Figlec en Chine depuis septembre 2015.
Principaux faits
marquants postérieurs
à la communication du troisième trimestre
2016
Conseil
d'administration du 13 février 2017
Le Conseil d'administration d'EDF
réuni le 13 février 2017 a décidé d'engager une augmentation de
capital avec maintien du droit préférentiel de souscription des
actionnaires pour un montant total, prime d'émission incluse,
d'environ 4 milliards d'euros, conformément à ce qui avait été
annoncé le 22 avril 2016.
EDF a l'intention de procéder à cette augmentation de capital avant
la fin du premier trimestre 2017, si les conditions de marché le
permettent et après obtention du visa de l'Autorité des marchés
financiers (l' « AMF ») sur le prospectus. Cette opération sera
réalisée, après nouvelle délibération du Conseil d'administration,
en vertu de la délégation de compétence qui lui a été accordée par
la deuxième résolution adoptée lors de l'assemblée générale
extraordinaire des actionnaires de la société du 26 juillet
2016.
L'État, premier actionnaire d'EDF, s'est engagé à participer à
cette opération à hauteur de 3 milliards d'euros sur le montant
total d'environ 4 milliards d'euros.
La filière
nucléaire et le développement industriel du Groupe
EDF a annoncé que, faisant suite
au protocole d'accord signé le 28 juillet dernier, AREVA et EDF ont
signé le 15 novembre, le contrat fixant les termes de la cession
d'une participation conférant à EDF le contrôle exclusif d'une
entité (« NEW NP ») filiale à 100 % d'AREVA NP.
Le 23 janvier 2017, EDF a annoncé
que dans le cadre d'un contrat d'achat et de vente signé entre
l'entreprise Ras Laffan Liquefied Natural Gas Company(3) et EDF en
juin 2016, RasGas Company Limited a livré son premier chargement de
gaz naturel liquéfié (GNL) au terminal méthanier de Dunkerque en
France, suite à sa mise en service commerciale réussie le
1er janvier
2017.
Protocole
d'indemnisation relatif à la fermeture de Fessenheim
Le Conseil d'administration d'EDF,
réuni le 24 janvier 2017, a examiné les termes du protocole négocié
entre l'entreprise et l'Etat afin de fixer les conditions
d'indemnisation du préjudice résultant, pour l'entreprise, de la
fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim, en
application de la loi du 17 août 2015. Cette loi plafonne à
63,2 GW la capacité de production d'électricité d'origine nucléaire
installée en France. Il en résulte que la mise en service de
l'EPR de Flamanville 3 est conditionnée à l'arrêt, à la même date,
d'une capacité de production équivalente. Le Conseil a
été informé de l'avis unanimement négatif rendu par le CCE le 10
janvier 2017.
Le Conseil a approuvé les termes du protocole et autorisé le
Président-directeur général à le signer, le moment venu, au nom
d'EDF. Le protocole prévoit, au bénéfice d'EDF, l'indemnisation
suivante :
une part fixe initiale couvrant l'anticipation des coûts à engager
après l'exploitation (dépenses de reconversion du personnel, de
démantèlement, de taxe INB[32] et de
« post-exploitation »). Cette part fixe est estimée à ce
jour à environ 490 millions d'euros avec une prévision de versement
de 20 % en 2019 et 80 % en 2021 ; une part additionnelle
variable donnant lieu le cas échéant à des versements ultérieurs,
reflétant le manque à gagner pour EDF jusqu'en 2041. Par ailleurs,
la fermeture de Fessenheim nécessite un décret abrogeant
l'autorisation d'exploitation de la centrale, pris sur demande de
l'entreprise et qui, en application de la loi, prendra effet lors
de la mise en service de l'EPR de Flamanville 3, prévue fin
2018.
Dans l'intérêt social de l'entreprise, et pour se conformer au
plafond légal de 63,2 GW, le Conseil a subordonné la présentation
de cette demande d'abrogation à l'entrée en vigueur des
autorisations nécessaires à la poursuite de la construction de
l'EPR de Flamanville 3 et à la poursuite de l'exploitation de
Paluel 2, actuellement à l'arrêt, ainsi qu'à la confirmation par la
Commission Européenne de la conformité du protocole à la
règlementation en matière d'aides d'Etat.
Le Conseil a décidé que la présentation de cette demande
d'abrogation donnera lieu à une nouvelle délibération de sa part en
vue de constater que ces conditions sont réalisées.
La durée d'arrêt de fonctionnement de Paluel 2 a été prorogée de
deux années par arrêté publié le 4 février 2017 au Journal
Officiel.
Des avancées
significatives dans le plan de cessions
La Caisse des Dépôts et CNP
Assurances ont signé un accord engageant pour l'acquisition par la
Caisse des Dépôts et CNP Assurances de 49,9 % du capital
de Réseau de Transport d'Electricité (RTE[33]). La
valorisation définitive agréée est fixée à 8,2 milliards d'euros
pour 100 % des fonds propres de RTE. EDF bénéficiera
éventuellement d'un complément de valeur pouvant atteindre
100 millions d'euros.
EDF Trading détiendra 33 %
des parts de JERA Trading. La cession devrait être finalisée à la
fin du 1er semestre 2017
EDF et ENKSZ ("Elso Nemzeti
Közmuszolgáltató Zrt") ont finalisé la cession de la totalité du
capital d'EDF DÉMÁSZ Zrt, filiale hongroise d'EDF. Cette annonce
fait suite à l'approbation de l'autorité de régulation hongroise du
secteur de l'énergie, ainsi qu'à l'autorisation du Ministère
français en charge de l'économie. La transaction qui valorise les
100 % d'EDF dans EDF DÉMÁSZ Zrt à environ 400 millions
d'euros, constitue pour EDF une nouvelle avancée dans la
réalisation du plan de cessions du Groupe sur la période
2015-2020.
Tikehau Investment Management (IM)
a acquis un portefeuille d'environ 130 actifs de bureaux et
activités auprès de SOFILO, foncière du groupe EDF. Ce
portefeuille, dont les actifs sont localisés en Ile-de-France et en
régions, développe une surface utile d'environ 300 000 m2.
Un protocole d'accord a été signé
en janvier 2017 entre EDF et un consortium d'utilities polonaises
composé de PGE, Enea, Energa et PGNiG Ce protocole a pour objectif
d'encadrer les discussions autour de la cession d'EDF Polska.
Le développement
des énergies renouvelables
Le 11 janvier 2017, EDF Energies
Nouvelles a annoncé les mises en service de quatre parcs éoliens
aux Etats-Unis, d'une capacité installée cumulée de plus de 708
MW.
Par ailleurs, le Groupe accélère dans le solaire en Amérique du
Nord en 2016 avec notamment un nouveau projet aux Etats-Unis de 150
MWac.
Cela contribue à la stratégie du Groupe EDF, CAP 2030, visant à
doubler ses capacités renouvelables d'ici 2030.
EDF a annoncé l'inauguration de la
centrale solaire de Boléro, la plus puissante du Groupe en
exploitation, le lancement de la construction de la centrale de
Santiago Solar de 115 MWc et le lancement de la construction du
nouveau parc éolien de Cabo Leones 1, un des plus puissants du
pays.
Off Grid Électric, entreprise de
premier plan dans la distribution d'énergie solaire en Afrique, et
EDF, leader mondial dans les énergies bas carbone, ont annoncé un
partenariat pour la fourniture d'énergie solaire hors réseaux et
compétitive en Afrique.
EDF s'est félicité du lancement
d'un projet de smart-grid 100 % renouvelable, associant deux
énergies complémentaires, l'hydraulique et la biomasse. En
parallèle, EDF met en oeuvre, à la demande de la Communauté des
Communes de l'Ouest Guyanais (CCOG), un programme innovant
d'électrification des communes isolées de l'intérieur de la
Guyane.
Structure
financière
EDF (AA JCR / A- S&P / A3
Moody's / A- Fitch) a levé avec succès 137 milliards de yens, soit
environ 1,1 milliard d'euros, à travers quatre obligations senior
sur le marché japonais (« obligations Samouraï »).
L'obligation à 20 ans représente la maturité la plus longue jamais
émise sur le marché Samouraï. Avec l'émission de deux tranches
vertes, d'un montant total de 26 milliards de yens qui seront
dédiés au financement de ses investissements renouvelables, EDF
ouvre le marché Samouraï Green et continue ainsi de participer
activement au développement des Green Bonds comme outils de
financement de la transition énergétique.
EDF a annoncé avoir cédé le 22
décembre une quote-part (26,40 %) de la créance des Charges de
Service Public de l'Energie (CSPE) qu'elle détenait sur l'État à
raison du déficit de compensation de la CSPE, jusqu'au 31 décembre
2015, conformément à l'annonce faite le 8 novembre 2016. Cette
créance a été cédée à un pool d'investisseurs constitué d'un
établissement bancaire et d'un Fonds Commun de Titrisation (FCT)
dédié. Le produit de cette cession sans recours s'élève à 1,5
milliard d'euros.
ANNEXES
Comptes
de résultat consolidés
(en millions d'euros) |
|
2016 |
2015 |
Chiffre
d'affaires |
|
71 203 |
75
006 |
Achats de
combustible et d'énergie |
|
(36 050) |
(38 775) |
Autres
consommations externes |
|
(8 902) |
(9 526) |
Charges
de personnel |
|
(12 543) |
(12 529) |
Impôts et
taxes |
|
(3 656) |
(3 641) |
Autres
produits et charges opérationnels |
|
6 362 |
7 066 |
Excédent brut d'exploitation |
|
16 414 |
17 601 |
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés énergie
et matières premières hors activités de trading |
|
(262) |
175 |
Dotations
aux amortissements |
|
(7 966) |
(9 009) |
Dotations
nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en
concession |
|
(41) |
(102) |
(Pertes
de valeur)/reprises |
|
(639) |
(3 500) |
Autres
produits et charges d'exploitation |
|
8 |
(885) |
Résultat d'exploitation |
|
7 514 |
4 280 |
Coût de
l'endettement financier brut |
|
(1 827) |
(1 994) |
Effet de
l'actualisation |
|
(3 417) |
(2 812) |
Autres
produits et charges financiers |
|
1 911 |
2 218 |
Résultat financier |
|
(3 333) |
(2 588) |
Résultat avant impôts des sociétés intégrées |
|
4 181 |
1 692 |
Impôts
sur les résultats |
|
(1
388) |
(483) |
Quote-part de résultat net des entreprises associées et des
coentreprises |
|
218 |
192 |
RÉSULTAT NET
CONSOLIDE |
|
3 011 |
1 401 |
Dont résultat net - part du Groupe |
|
2 851 |
1 187 |
Dont résultat net attribuable aux participations ne donnant
pas le contrôle |
|
160 |
214 |
|
|
|
|
Résultat net part du Groupe par action en
euros : |
|
|
|
Résultat
par action |
|
1,15 |
0,32 |
Résultat
dilué par action |
|
1,15 |
0,32 |
ACTIF
(en millions d'euros) |
|
31/12/2016 |
31/12/2015 |
Goodwill |
|
8 923 |
10
236 |
Autres actifs
incorporels |
|
7 450 |
8
889 |
Immobilisations en
concessions de distribution publique d'électricité en France |
|
53 064 |
51
600 |
Immobilisations en
concessions des autres activités |
|
7 616 |
7
645 |
Immobilisations de
production et autres immobilisations corporelles du domaine
propre |
|
70 573 |
71
069 |
Participations dans
les entreprises associées et les coentreprises |
|
8 645 |
11
525 |
Actifs financiers non
courants |
|
35 129 |
35
238 |
Autres débiteurs non
courants |
|
2 268 |
1
830 |
Impôts différés
actifs |
|
1 641 |
2 713 |
Actif non courant |
|
195 309 |
200 745 |
Stocks |
|
14 101 |
14
714 |
Clients et comptes
rattachés |
|
23 296 |
22
259 |
Actifs financiers
courants |
|
29 986 |
27
019 |
Actifs d'impôts
courants |
|
183 |
1
215 |
Autres débiteurs
courants |
|
10 652 |
8
807 |
Trésorerie et
équivalents de trésorerie |
|
2 893 |
4 182 |
Actif courant |
|
81 111 |
78 196 |
Actifs détenus en vue de leur vente |
|
5 220 |
- |
TOTAL DE L'ACTIF |
|
281 640 |
278 941 |
|
|
|
|
PASSIF
(en millions d'euros) |
|
31/12/2016 |
31/12/2015 |
Capital |
|
1 055 |
960 |
Réserves et résultats
consolidés |
|
33
383 |
33 789 |
Capitaux propres - part du
Groupe |
|
34 438 |
34 749 |
Intérêts attribuables
aux participations ne donnant pas le contrôle |
|
6 924 |
5 491 |
Total des capitaux propres |
|
41 362 |
40 240 |
Provisions liées à la
production nucléaire - Aval du cycle, déconstruction des
centrales et derniers coeurs |
|
44 843 |
44
825 |
Provisions pour
déconstruction hors installations nucléaires |
|
1 506 |
1
447 |
Provisions pour
avantages du personnel |
|
21 234 |
21
511 |
Autres provisions |
|
2 155 |
2 190 |
Provisions non courantes |
|
69 738 |
69 973 |
Passifs spécifiques
des concessions de distribution publique d'électricité en
France |
|
45 692 |
45
082 |
Passifs financiers non
courants |
|
54 276 |
54
159 |
Autres créditeurs non
courants |
|
4 810 |
5
126 |
Impôts différés
passifs |
|
2 272 |
4 122 |
Passif non courant |
|
176 788 |
178 462 |
Provisions
courantes |
|
5 228 |
5
354 |
Fournisseurs et
comptes rattachés |
|
13 031 |
13
284 |
Passifs financiers
courants |
|
18 289 |
17
473 |
Dettes d'impôts
courants |
|
419 |
506 |
Autres créditeurs
courants |
|
24
414 |
23 622 |
Passif courant |
|
61 381 |
60 239 |
Passifs liés aux actifs détenus en vue de leur
vente |
|
2 109 |
- |
TOTAL DES CAPITAUX PROPRES ET DU PASSIF |
|
281 640 |
278 941 |
Tableaux de flux de trésorerie consolidés
(en millions d'euros) |
|
2016 |
2015 |
Opérations d'exploitation : |
|
|
|
Résultat avant impôt des sociétés intégrées |
|
4 181 |
1 692 |
Pertes de valeur /
(reprises) |
|
639 |
3
500 |
Amortissements,
provisions et variations de juste valeur |
|
9 814 |
11
392 |
Produits et charges
financiers |
|
948 |
951 |
Dividendes reçus des
entreprises associées et des coentreprises |
|
330 |
322 |
Plus ou moins-values
de cession |
|
(877) |
(1 593) |
Variation du besoin en
fonds de roulement |
|
(1 935) |
132 |
Flux de trésorerie nets générés par
l'exploitation |
|
13 100 |
16 396 |
Frais financiers nets
décaissés |
|
(1 137) |
(1 252) |
Impôts sur le résultat
payés |
|
(838) |
(1 508) |
Décision de la
Commission européenne du 22 juillet 2015 |
|
- |
(906) |
Flux de trésorerie nets liés aux opérations
d'exploitation |
|
11 125 |
12 730 |
Opérations d'investissement : |
|
|
|
Investissements en
titres de participation déduction faite de la trésorerie
acquise |
|
(127) |
(162) |
Cessions de titres de
participation déduction faite de la trésorerie cédée |
|
372 |
748 |
Investissements
incorporels et corporels |
|
(14 397) |
(14 789) |
Produits de cessions
d'immobilisations incorporelles et corporelles |
|
508 |
964 |
Variations d'actifs
financiers |
|
(2 913) |
(5 600) |
Flux de trésorerie nets liés aux opérations
d'investissement |
|
(16 557) |
(18 839) |
Opérations de financement : |
|
|
|
Transactions avec les
participations ne donnant pas le contrôle |
|
1 368 |
64 |
Dividendes versés par
EDF |
|
(165) |
(1 420) |
Dividendes versés aux
participations ne donnant pas le contrôle |
|
(289) |
(326) |
Achats/ventes
d'actions propres |
|
(2) |
(14) |
Flux de trésorerie avec les
actionnaires |
|
912 |
(1 696) |
Emissions
d'emprunts |
|
9 424 |
9
422 |
Remboursements d'emprunts |
|
(6 176) |
(2 336) |
Rémunérations versées aux porteurs de titres subordonnés à durée
indéterminée |
|
(582) |
(591) |
Participations reçues sur le financement d'immobilisations en
concession |
|
143 |
152 |
Subventions d'investissement reçues |
|
417 |
623 |
Autres flux de trésorerie
liés aux opérations de financement |
|
3 226 |
7 270 |
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de
financement |
|
4 138 |
5 574 |
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de
trésorerie |
|
(1 294) |
(535) |
|
|
|
|
TRESORERIE ET EQUIVALENTS DE TRESORERIE A
L'OUVERTURE |
|
4 182 |
4 701 |
Variation
nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie |
|
(1 294) |
(535) |
Incidence
des variations de change |
|
102 |
(36) |
Produits
financiers sur disponibilités et équivalents de trésorerie |
|
20 |
13 |
Incidence
des reclassements |
|
(117) |
39 |
TRESORERIE ET EQUIVALENTS DE TRESORERIE A LA
CLOTURE |
|
2 893 |
4 182 |
Acteur
majeur de la transition énergétique, le groupe EDF est un
énergéticien intégré, présent sur l'ensemble des métiers : la
production, le transport, la distribution, le négoce, la vente
d'énergies et les services énergétiques. Leader des énergies bas
carbone dans le monde, le Groupe a développé un mix de production
diversifié basé sur l'énergie nucléaire, l'hydraulique, les
énergies nouvelles renouvelables et le thermique. Le Groupe
participe à la fourniture d'énergies et de services à environ 36,7
millions de clients, dont 26,2 millions en France. Il a réalisé en
2016 un chiffre d'affaires consolidé de 71 milliards d'euros. EDF
est une entreprise cotée à la Bourse de Paris.
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 29 avril 2016 et dans le prospectus de base EMTN d'EDF daté du
14 septembre 2016, complété par un supplément en date du 3 octobre
2016, un deuxième supplément en date du 14 novembre 2016 et un
troisième supplément en date du 10 janvier 2017 (consultables 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.
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N'imprimez ce message que si
vous en avez l'utilité.
EDF SA
22-30, avenue de Wagram
75382 Paris cedex 08
Capital de 1 054 568 341,50 euros
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CONTACTS
Presse : +33 (0) 1 40 42 46 37
Analystes et investisseurs : +33 (0) 1 40 42
40 38
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[1] Variation
organique à périmètre et change comparables
[2] Sommes des
charges de personnels et autres consommations externes. A périmètre
et taux de change 2016. A taux d'actualisation retraites constants.
Hors variation des charges opérationnelles des activités de
services
[3] A taux de
change 2016
[4] A taux de
change 2016 et hypothèse de taux d'actualisation des engagements
nucléaires à 4,1 % pour 2017
[5] Ajusté de
la rémunération des emprunts hybrides comptabilisée en fonds
propres
[6] A
périmètre, hypothèse de taux de change et taux d'actualisation
retraites constants. Hors variation des charges opérationnelles des
activités de services
[7] A taux de
change 2016 et hypothèse de prix d'électricité en France 2018 sur
les volumes non couverts au 31.12.2016 : supérieur ou égal à 36
€/MWh
[8] Linky est
un projet porté par Enedis, filiale indépendante d'EDF au sens des
dispositions du code de l'énergie
[9] A taux de
change 2016. Cash flow hors Linky, nouveaux développements et
cessions d'actifs, avec hypothèse de taux d'actualisation des
engagements nucléaires à 4,1 % pour 2017 et 3,9 % pour 2018, hors
acompte sur dividende au titre de l'année fiscale 2018 qui sera
décidé au 2e semestre
2018
[10] Résultat
par action=(RNPG - rémunérations hybride)/nombre moyen d'actions en
circulation. En 2016, la rémunération hybride s'est élevée à 582
M€
[11] A
périmètre, hypothèse de taux de change et taux d'actualisation
retraites constants. Hors variation des charges opérationnelles des
activités de services
[12] A
périmètre et taux de change 2016. A d'actualisation retraites
constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités
de services
[13] Cf.
communiqués de presse des 19 juillet 2016, 21 septembre
2016 et 21 octobre 2016
[14]
Allongement à 50 ans de la durée d'amortissement des centrales du
palier REP 900 MW hors Fessenheim (cf. communiqué de presse publié
par EDF le 29 juillet 2016)
[15] A
périmètre et taux de change 2016. A taux d'actualisation retraites
constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités
de services
[16] Cf.
communiqué de presse « Conseil d'administration du 13 février
2017 »
[17] A taux de
change 2016
[18] A taux de
change 2016 et hypothèse de taux d'actualisation des engagements
nucléaires à 4,1 % pour 2017
[19] Ajusté de
la rémunération des emprunts hybrides comptabilisée en fonds
propres
[20] A
périmètre, taux de change et taux d'actualisation retraites
constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités
de services
[21] A taux de
change 2016 et hypothèse de prix d'électricité en France 2018 sur
les volumes non couverts au 31.12.2016 : supérieur ou égal à 36
€/MWh
[22] A taux de
change 2016. Cash flow hors Linky, nouveaux développements et
cessions d'actifs, avec taux d'actualisation des engagements
nucléaires à 4,1 % pour 2017 et 3,9 % pour 2018, hors acompte sur
dividende au titre de l'année fiscale 2018 qui sera décidé au
2e semestre
2018
[23] A compter
de 2016, ventilation du chiffre d'affaires aux bornes des segments,
avant élimination des inter-secteurs. Les données 2015 ont été
retraitées à cet effet
[24] A
périmètre et taux de change 2016. A taux d'actualisation retraites
constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités
de services
[25] A compter
de 2016, ventilation du chiffre d'affaires aux bornes des segments,
avant élimination des inter-secteurs. Les données 2015 ont été
retraitées à cet effet
[26] A
périmètre et taux de change 2016. A taux d'actualisation retraites
constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités
de services
[27] A compter
de 2016, ventilation du chiffre d'affaires aux bornes des segments,
avant élimination des inter-secteurs. Les données 2015 ont été
retraitées à cet effet
[28] A
périmètre et taux de change 2016. A taux d'actualisation retraites
constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités
de services
[29] A compter
de 2016, ventilation du chiffre d'affaires aux bornes des segments,
avant élimination des inter-secteurs. Les données 2015 ont été
retraitées à cet effet
[30] A compter
de 2016, ventilation du chiffre d'affaires aux bornes des segments,
avant élimination des inter-secteurs. Les données 2015 ont été
retraitées à cet effet
[31] Les
activités en Pologne d'EDF EN et de Dalkia sont intégrées dans le
segment « Autres métiers »
[32]
Installation Nucléaire de Base
[33] Soit une
prise de participation de Caisse des Dépôts et CNP Assurances à
hauteur de 29,9 % et 20 % du capital respectivement
CP EDF resultats FY2016
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Source: EDF via Globenewswire