Annexes - EDF France · (1) Jusqu’au 31 mars 2017, 100 % de la quote-part de résultat de RTE, via CTE (holding détenant 100 % des titres RTE). À compter du 31 mars 2017, date

Annexes

RÉSULTATS SEMESTRIELS 2017 2

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 6 mars 2017, consultable en ligne sur le site internet de l’AMF à l’adresse www.amf-

france.org ou celui d’EDF à l’adresse www.edf.fr.

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

Comptes consolidés P. 4

Financement et trésorerie P. 37

Stratégie et investissements P. 47

Données opérationnelles P. 59

France P. 65

International et Autres métiers P. 83

Marchés P. 88

Annexes

Comptes consolidés


COMPTE DE RÉSULTAT SIMPLIFIÉ

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données

opérationnellesFrance

International et autres métiers

Marchés

(1) Hors éléments non récurrents et volatilité IAS 39

En millions d’euros S1 2016 S1 2017

Chiffre d’affaires 36 659 35 723

Achats de combustible et d’énergie (18 764) (19 345)

Autres consommations externes (3 991) (3 733)

Charges de personnel (6 333) (6 286)

Impôts et taxes (2 727) (2 687)

Autres produits et charges opérationnels 4 100 3 324

Excédent brut d’exploitation (EBITDA) 8 944 6 996

Volatilité IAS 39 (77) (196)

Dotations aux amortissements (3 916) (4 212)

Dotations nettes aux provisions pour renouvellement (15) (41)

Pertes de valeur (300) (32)

Autres produits et charges d’exploitation (124) 1 367

Résultat d’exploitation (EBIT) 4 512 3 882

Résultat financier (1 224) (988)

Résultat avant impôts des sociétés intégrées 3 288 2 894

Résultat net – part du Groupe 2 081 2 005

Résultat net courant(1) 2 968 1 370


ÉVOLUTION DU CHIFFRE D’AFFAIRES PAR SEGMENT(1)

En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆ % ∆ % org.(2)

France - Activités de production et

commercialisation 18 683 18 564 -0,6 -0,6

France - Activités régulées(3) 8 125 8 174 +0,6 +0,6

Royaume-Uni 4 988 4 427 -11,2 -1,8

Italie 5 561 4 968 -10,7 -10,8

Autre international 2 708 2 537 -6,3 -2,8

Autres métiers 3 528 3 811 +8,0 +6,8

Éliminations inter-segments(1) (6 934) (6 758) -2,5 -2,5

Groupe 36 659 35 723 -2,6 -1,1

(1) À compter de 2016, ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments

(2) Variation organique à périmètre et changes comparables – information financière présentée selon la nouvelle segmentation opérationnelle depuis le 31/12/2016

(3) Activités régulées : Enedis, Électricité de Strasbourg et activités insulaires. Enedis est une filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


CHIFFRE D’AFFAIRES PAR SEGMENT(1)

En millions d’eurosTOTAL

GROUPE

France - Activitésde production et

commercialisation

France -Activités régulées

Royaume-Uni

ItalieAutre

internationalAutres

métiers

Éliminations inter-

segments(1)

Chiffre d’affaires

S1 201636 659 18 683 8 125 4 988 5 561 2 708 3 528 (6 934)

Change (396) - - (473) - 63 14 -

Périmètre (121) - - - 6 (157) 30 -

Variation

organique(2)(419) (119) 49 (88) (599) (77) 239 176

Chiffre d’affaires

S1 201735 723 18 564 8 174 4 427 4 968 2 537 3 811 (6 758)


(2) Variation organique à périmètre et changes comparables – information financière présentée selon la nouvelle segmentation opérationnelle depuis le 31/12/2016

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


36 65935 047 35 723

-517 -119 +49 -88 -599

ÉVOLUTION DU CHIFFRE D’AFFAIRES(1)


(2) Variation organique à périmètre et change comparables

(3) Y compris éliminations inter-segments

S1 2016 S1 2017

Variation organique : -1,1 %(2)

Italie

France – Activitésde production et

commercialisation

Périmètre& change

Royaume-Uni

Autres(3)

En millions d’euros

France –Activités régulées

+338

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ÉVOLUTION DE L’EBITDA PAR SEGMENT

En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆ % ∆ % org.(1)

France - Activités de production et de

commercialisation3 450 2 453 -28,9 -28,9

France - Activités régulées 2 791 2 400 -14,0 -14,0

Royaume-Uni 1 118 627 -43,9 -34,4

Italie 328 426 +29,9 +28,4

Autre international 363 275 -24,2 -21,5

Autres métiers 894 815 -8,8 -9,4

Groupe 8 944 6 996 -21,8 -20,6


Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


EBITDA PAR SEGMENT

En millions d’eurosTOTAL

GROUPE

France - Activités de production et

commercialisation

France -Activités régulées

Royaume-Uni ItalieAutre

internationalAutres

métiers

EBITDA S1 2016 8 944 3 450 2 791 1 118 328 363 894

Change (65) - - (106) - 22 19

Périmètre (41) - - - 5 (32) (14)

Croissance organique(1) (1 842) (997) (391) (385) 93 (78) (84)

EBITDA S1 2017 6 996 2 453 2 400 627 426 275 815

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés



ÉVOLUTION DU RÉSULTAT NET

En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆ %

Résultat avant impôts des sociétés intégrées 3 288 2 894 -12,0

Impôts sur les résultats (960) (712) -25,8

Quote-part de résultat net des coentreprises

et entreprises associées(162) (93) -42,6

Déduction du résultat net – part des minoritaires (85) (84) -1,2

Résultat net – part du Groupe 2 081 2 005 -3,7

Neutralisation des éléments non récurrents y compris volatilité IAS 39 887 (635) na

Résultat net courant 2 968 1 370 -53,8

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

na : non applicable


En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆ ∆% ∆(2) ∆ %(2)

France - Activités de production

et commercialisation4 595 4 255 -340 -7,4 -272 -6,0

France - Activités régulées 2 488 2 485 -3 -0,1 +2 +0,1

Royaume-Uni 1 022 974 -48 -4,7 +24 +2,4

Italie 434 418 -16 -3,7 -26 -6,0

Autre international 381 355 -26 -6,8 -28 -7,4

Autres métiers 1 404 1 532 +128 +9,1 +75 +5,4

Groupe 10 324 10 019 -305 -3,0 -225 -2,2

ÉVOLUTION DES OPEX(1) PAR SEGMENT

(1) Somme des charges de personnel et des autres consommations externes

(2) À périmètre et taux de change comparables. À taux d’actualisation retraites constants. Hors variation des charges opérationnelles des activités de services

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ÉVOLUTION DE LA VOLATILITÉ IAS 39(1) PAR SEGMENT

En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆

France - Activités de production et commercialisation (44) 12 +56

France - Activités régulées - (3) -3

Royaume-Uni (84) 23 +107

Italie (77) (161) -84

Autre international (19) 5 +24

Autres métiers 147 (72) -219

Groupe (77) (196) -119

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

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ÉVOLUTION DU RÉSULTAT FINANCIER


Coût de l’endettement financier brut

Dont charges d’intérêts sur opérations de financement

Dont résultat net de change sur endettement et autres

(953)

(976)

23

(879)

(936)

57

+74

+40

+34

Charges de désactualisation (1 367) (1 283) +84

Autres produits et charges financiers 1 096 1 174 +78

Résultat financier (1 224) (988) +236

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


DES CHARGES D’INTÉRÊT SUR OPÉRATIONS DE FINANCEMENTAUX FRAIS FINANCIERS NETS DÉCAISSÉS


Charges d’intérêt sur opérations

de financement (976) (936) +40

Intérêts courus non échus (128) (213) -85

Autres produits & charges financiers

(y compris dividendes)304 321 +17

Frais financiers nets décaissés (800) (828) -28

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


QUOTE-PART DE RÉSULTAT NET DES COENTREPRISES ET ENTREPRISES ASSOCIÉES


CTE/RTE(1) 171 153 -18

Alpiq (18) 52 +70

CENG (478) (373) +105

Autres 163 75 -88

TOTAL (162) (93) +69

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

(1) Jusqu’au 31 mars 2017, 100 % de la quote-part de résultat de RTE, via CTE (holding détenant 100 % des titres RTE). À compter du 31 mars 2017, date de la cession partielle de CTE à la Caisse

des Dépôts et CNP Assurances, 50,1 % du sous-ensemble CTE/RTE


RÉSULTAT NET – PART DES MINORITAIRES


Royaume-Uni 50 26 -24

Italie 6 1 -5

Autre international 19 25 +6

Autres 10 32 +22

TOTAL 85 84 -1

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET


Excédent Brut d’Exploitation (EBITDA) 8 944 6 996

Neutralisation des éléments non monétaires de l’EBITDA (1 042) (1 271)

Frais financiers nets décaissés (800) (828)

Impôt sur le résultat payé 638 (827)

Autres éléments dont dividendes reçus des coentreprises et entreprises associées 219 86

Cash flow opérationnel 7 959 4 156

Variation du Besoin en Fonds de Roulement (1 720) 482

Investissements nets(1) (5 569) (1 480)

Cash flow après investissements nets 670 3 158

Actifs dédiés France 39 (1 105)

Cash flow avant dividendes 709 2 053

Dividendes versés en numéraire (602) (571)dont EDF SA (81) (75)

dont rémunération de l’emprunt hybride (401) (394)

dont autres dividendes (120) (102)

Cash flow Groupe 107 1 482

Emprunts hybrides - -

Autres variations monétaires (dont augmentation de capital) (129) 3 738

Variation monétaire de l’endettement financier net (22) 5 220

Effet de la variation de change 1 036 498

Autres variations non monétaires 173 439

Variation de l’endettement financier net 1 187 6 157

Endettement financier net d’ouverture 37 395 37 425

Endettement financier net de clôture 36 208 31 268

(1) Y compris Linky, nouveaux développements et cessions d’actifs

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ANALYSE DE L’IMPÔT SUR LE RÉSULTAT PAYÉ

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Augmentation de l’impôt décaissé : +1,5 Md€ entre juin 2017 (-827 M€) et juin 2016(+638 M€)

Hausse essentiellement liée à la France en raison de la variation des soldes d’impôt :

Encaissement de 699 M€ en 2016 au titre du solde de l’impôt 2015 suite à la baisse durésultat fiscal 2015, en particulier en lien avec les dotations aux provisions nucléaires enfin d’année 2015, notamment du fait de l’arrêté du 15 Janvier 2016 concernant le coût duprojet de stockage Cigéo

Décaissement de 325 M€ en 2017 au titre du solde de l’impôt 2016 lié aux calculs desacomptes et du solde d’impôt résultant d’un résultat fiscal en forte augmentation parrapport à l’année précédente (résultat fiscal 2016 très élevé notamment suite àl'allongement à 50 ans de la durée d'amortissement du palier REP 900 MW horsFessenheim)


-635

-4 928

1 480

INVESTISSEMENTS BRUTS ET NETS(1) S1 2017

(1) Investissements nets y compris Linky, nouveaux développements et cessions d’actifs

(2) Impact de la cession de CTE : - 1,3 Md€ en cessions, et -2,7 Mds€ suite à la mise en équivalence de CTE


Investissements

financiers bruts

Cessions(2)

Subventions

et participations

Investissements opérationnels bruts

Investissements nets(1)Investissements bruts

Dont plan de cessions

: -4 488 M€

6 535

Maintenance

Développement

Régulé

38 %

30 %

32 %

7 043

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

35 %

28 %

37 %

+507

Notamment EDF EN


INVESTISSEMENTS NETS

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆ ∆ %

France – Activités de production

et commercialisation2 818 2 630 (188) -6,7

France – Activités régulées 1 719 1 621 (98) -5,7

Royaume-Uni 402 256 (146) -36,3

Italie 254 190 (64) -25,2

Autre international 322 175 (147) -45,7

Autres métiers (350) 41 391 na

Dont EDF EN – Investissements bruts

Désinvestissements et subventions

404

(958)

759

(860)

355

98

+87,9

-10,2

Investissements nets hors Linky, nouveaux

développements et cessions d’actifs5 165 4 913 (252) -4,9

Linky(1) 126 258 132 x2

Nouveaux développements(2) 278 658 380 X2,4

Cessions d’actifs - (4 349) (4 349) na

INVESTISSEMENTS NETS 5 569 1 480 (4 089) -73,4

(1) Linky est un projet porté par Enedis, filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie

(2) Nouveaux développements : notamment projets UK NNB et éolien offshore


INVESTISSEMENTS NETS

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

(1) Notamment Demasz et CTE

(2) Principalement déconsolidation de la dette de CTE en S1 2017


(4) Nouveaux développements : notamment projets UK NNB et éolien offshore


Investissements incorporels et corporels (6 577) (6 535)

Produits de cessions d’immobilisations incorporelles et corporelles 79 487

Investissements en titres de participation sous déduction de la trésorerie acquise (62) (115)

Cessions de titres de participation sous déduction de la trésorerie cédée(1) 284 1 822

Opérations d’investissement (Rubriques TFT) (6 276) (4 341)

Subventions d’investissements reçues 405 344

Participations reçues sur le financement d’immobilisation en concession 69 66

Transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle 2 224

Opérations de financement (Rubriques TFT) 476 634

Autres(2) 231 2 227

Investissements nets (5 569) (1 480)

Dont Linky(3) (126) (258)

Dont Nouveaux développements(4) (278) (658)

Dont Cessions d’actifs - 4 349

Investissements nets hors Linky, Nouveaux développements et cessions d’actifs (5 165) (4 913)


INVESTISSEMENTS OPÉRATIONNELS BRUTS(1)

(1) Investissements opérationnels bruts y compris Linky et nouveaux développements

(2) France régulé : Enedis, Électricité de Strasbourg et activités insulaires

Au 31/12/2016, rattachement d’Électricité de Strasbourg au segment « France – Activités régulées », préalablement rattachée au segment « Autres métiers » ;

données du S1 2016 retraitées

S1 2016

6,6 Mds€

Italie

France régulé(2)

Autres métiers2 %

2 %

Royaume-Uni

16 %6,5 Mds€

30 %

3 %

S1 2017

Autre international

7 %

EDF Énergies Nouvelles

40 %

France – Productionet CommercialisationFrance – Production

et Commercialisation

44 %

Autres métiers

3 %Autre international

3 %

29 %

France régulé(2)

3 %Italie

12 %Royaume-Uni

EDF ÉnergiesNouvelles

6 %

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


INVESTISSEMENTS OPÉRATIONNELS DE DÉVELOPPEMENT BRUTS(1)

(1) Correspondant aux investissements opérationnels bruts sur des actifs existants ou sur des nouveaux actifs du Groupe, permettant principalement une amélioration des performances techniques ou

une augmentation de la capacité de production du Groupe, par opposition aux investissements de maintenance qui permettent d’assurer le maintien de l’appareil productif ou du portefeuille de

l’entité

1,9 Mds€Italie (hors EnR)

& activités gazières

11 %

Nouveaunucléaire

44 %

6 %Services énergétiques

14 %Autres

25 %

Renouvelable y.chydro

S1 2016

26 %

Autres

5%Services énergétiques

3 %

Italie (hors EnR)& activités gazières

9 %

Nouveau nucléaire

57 %

Renouvelable y.chydro

2,1 Mds€

S1 2017

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


AVANCEMENT DES PLANS D’OPTIMISATION DU BFR(1)

Gains réalisés sur S1 2017Contribution de l’ensemble des entités

du Groupe (de 2015 à fin juin 2017)

CRÉANCES : ~70 M€

Optimisation du processus de facturation

et de recouvrement

STOCKS : ~140 M€

Rationalisation des stocks de

combustible

Flexibilité accrue dans la gestion des

pièces de rechange

France

44 %

International

35 %

Autres métiers

21 %

(1) Besoin en fonds de roulement

Plus de 90 % de l’objectif d’1,8 Md€ d’optimisation du cash flow sur 2015-2018 déjà atteint à fin juin 2017

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

1,65 Md€


CASH FLOW S1 2017

(1) Investissements nets y compris Linky, nouveaux développements et cessions d’actifs

7,0

4,23,2

-1,3

-0,8

-0,7+0,5 -1,5

En milliards d’euros

6,6

Elémentsnon

monétaires

Frais financiers décaissés et autres

BFR

Investissementsnets(1)

IS payé

EBITDA Cash flow opérationnel (FFO) Cash flow après

investissements nets(1)

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


BILAN SIMPLIFIÉ

ACTIF (en millions d’euros) 31/12/2016 30/06/2017

Actif immobilisé 147 626 148 853

Dont Goodwill 8 923 8 750

Stocks et Clients 37 397 35 192

Autres actifs 66 238 64 486

Trésorerie et équivalents

et autres actifs liquides25 159 27 579

Actifs détenus en vue de la

vente5 220 1 781

Total Actif 281 640 277 891

CAPITAUX PROPRES ET PASSIF (en millions d’euros)

31/12/2016 30/06/2017

Capitaux proprespart du groupe 34 438 39 752

Intérêts attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle

6 924 7 086

Passifs spécifiquesdes concessions 45 692 46 013

Provisions 74 966 75 330

Passifs financiers 61 230 58 809

Autres passifs 56 281 50 411

Passifs liés aux actifs détenus en vue de la vente 2 109 490

Total Passif 281 640 277 891

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


GOODWILL

En millions d’euros 31/12/2016 30/06/2017 ∆

EDF Energy 7 818 7 613 -205

Dalkia 496 496 -

Autres 609 641 +32

TOTAL 8 923 8 750 -173

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


34,4

39,8

+2,0 -1,5-0,2

+5,0

Augmentation de capital(2) et dividendes en

actions

CAPITAUX PROPRES PART DU GROUPE

(1) Y compris rémunération des émissions hybrides pour -394 M€

(2) Le paiement en actions d’une partie de l’acompte sur dividende d’un montant de 1 024 M€ au titre de l’exercice 2016 et l’augmentation de capital de 4 005 M€ se sont traduits par deux primes

d’émission

En milliards d’euros

Capitaux propres au 31/12/2016

Capitaux propresau 30/06/2017

Résultat net part du Groupe

Gains et pertes comptabilisés en capitaux

propres

Dividendes(1)

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PROVISIONS GROUPE

31 décembre 2016 30 juin 2017

En millions d’euros CourantNon

CourantTotal Courant

NonCourant

Total

Provisions pour aval du cycle nucléaire 1 463 20 823 22 286 1 406 20 739 22 145

Provisions pour déconstruction nucléaire

et derniers cœurs208 24 020 24 228 253 24 215 24 468

Provisions pour déconstruction hors

installations nucléaires63 1 506 1 569 106 1 516 1 622

Provisions pour avantages

du personnel1 100 21 234 22 334 1 138 21 258 22 396

Autres provisions 2 394 2 155 4 549 2 729 1 970 4 699

Total des provisions 5 228 69 738 74 966 5 632 69 698 75 330

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


46 514 46 613

+278 -822

+1 054

-272 -139

PROVISIONS NUCLÉAIRES GROUPE

-1 423

Reprises

Dotations

Actualisation

30/06/201731/12/2016

Ecarts de conversion


Autres variations

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PROVISIONS NUCLÉAIRES FRANCE

En millions d’euros 31/12/2016Dotations

nettesActualisation

AutresVariations

30/06/2017

Total des provisions pour aval du cycle nucléaire 19 624 (347) 408 (89) 19 596

Provisions pour gestion du combustible usé 10 658 (138) 224 (83) 10 661

Provisions pour gestion à long terme

des déchets radioactifs8 966 (209) 184 (6) 8 935

Total des provisions pour déconstruction

et derniers cœurs16 409 (61) 340 (29) 16 659

Provisions pour déconstruction

des centrales nucléaires14 122 (61) 293 - 14 354

Provisions pour derniers cœurs 2 287 - 47 (29) 2 305

TOTAL PROVISIONS NUCLÉAIRES FRANCE 36 033 (408) 748 (118) 36 255

NB : Concernant la dotation aux Actifs Dédiés en couverture des provisions nucléaires, cf. la slide « Actifs Dédiés » en page 45

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


21,766(1) 21,790(1)

+764+137 -141

+14 606(2)

-750

Prestations versées

PROVISIONS POUR AVANTAGES DU PERSONNEL DU GROUPE

(1) Passifs nets

(2) Actifs financiers non courants

Charge nette

S1 2017

30/06/201731/12/2016

Ecarts de conversion, périmètre et

autres

Cotisations versées aux

fonds


Ecarts

actuariels568(2)

Provision

22 396

Provision

22 334

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


VARIATION DE BFR

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

En millions d’euros S1 2017

Effet favorable de l’encaissement de la régularisation tarifaire 2014 337

Autres (62)

Plan d’optimisation du BFR 207

Variation de BFR 2017 au TFT + 482


PLAN DE CESSIONS

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

En millions d’euros 2015 2016 S1 2017 Total

Opérations d’investissement

Cessions de titres de participation sous déduction de la trésorerie cédée 748 372 1 822 2 942

Produits de cessions d’immobilisations incorporelles et corporelles 964 508 487 1 959

Opérations de financement

Transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle 64 1 368 224 1 656

Total des cessions (Rubriques TFT) 1 776 2 248 2 533 6 557

Cessions incluses dans le plan de cessions(1) 781 1 139 1 669 3 589

Augmentations de capital et autres transactions 18 488 224 730

Cessions hors plan 977 621 640 2 238

Total des cessions (Rubriques TFT) 1 776 2 248 2 533 6 557

Cessions incluses dans le plan de cessions(1) : rubriques TFT ci-dessus 781 1 139 1 669 3 589

Cessions incluses dans le plan de cessions : autres éléments(2) - - 2 819 2 819

Cessions signées et non réalisées à fin juin 2017 - - ~1 600 ~1 600

Total Plan de cessions 781 1 139 ~6 080 ~8 000

(1) Dont 2015 : cessions immobilières, cessions d’actifs par EDF Trading, cessions des participations dans Estag et Bert

2016 : cessions immobilières et entrée de CGN dans le nouveau nucléaire au Royaume-Uni

S1 2017 : cessions de CTE et de Demasz

(2) Y compris prise en compte des effets périmètre inclus dans le plan de cessions (principalement déconsolidation en S1 2017 de la dette de CTE)


RÉSULTAT NET COURANT(1)


Résultat Net Part du Groupe 2 081 2 005

Pertes de valeur (hors CENG) (273) (22)

Perte de valeur CENG en QP de résultats net des entreprises associées et coentreprises(2) (458) (341)

Plus-value de cession de 49,9 % de CTE(3) - 1 289

Autres dont volatilité IAS 39 (156) (291)

Résultat net courant 2 968 1 370

(1) Le résultat net courant n’est pas défini par les normes IFRS et n’apparaît pas en lecture directe dans les comptes de résultat consolidés du Groupe. Il correspond au résultat net hors éléments non

récurrents et hors variation nette de juste valeur sur instruments dérivés énergie et matières premières hors activités de trading nets d’impôts (voir section 4.9 « Résultat net courant » du rapport

financier)

(2) Cf. note 13 « quote-part de résultat net des entreprises associées et des coentreprises » des comptes consolidés au 30/06/2017

(3) CTE : holding détenant 100 % des titres RTE

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Annexes

Financement et trésorerie


ENDETTEMENT ET LIQUIDITÉ

En milliards d’euros 30/06/2016 31/12/2016 30/06/2017

Endettement financier net

Ratio EFN / EBITDA(1)

36,2

2,1x

37,4

2,3x

31,3

2,2x

Dette

Dette obligataire

Maturité moyenne de la dette brute (années)

Coupon moyen de la dette brute

49,1

12,6

2,90 %

51,9

13,42

2,73 %

49,5

13,49

2,83 %

Liquidité

Liquidité brute

Liquidité nette

33,7

19,5

36,9

23,4

39,6

29,3

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

(1) Le ratio au 30 juin 2017 est calculé sur la base du cumul de l’EBITDA du second semestre 2016 et du premier semestre 2017


En millions d’euros 30/06/2016 31/12/2016 30/06/2017

Emprunts et dettes financières 63 854 65 195 61 009

Dérivés de couverture de dettes (5 180) (3 965) (2 200)

Trésorerie et équivalents de trésorerie (2 984) (2 893) (3 803)

Actifs financiers disponibles à la vente (actifs liquides) (18 794) (22 266) (23 775)

Prêts à RTE (688) - -

Dettes financières nettes reclassées (IFRS 5) - 1 354 38

Endettement financier net 36 208 37 425 31 268

ENDETTEMENT FINANCIER NET

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


DETTE FINANCIÈRE BRUTE APRÈS SWAPS

Ventilation par type de taux Ventilation par devise

(1) Principalement HUF, CHF, PLN, CAD et JPY

Taux variable45 %

Taux fixe55 %

EUR 81 %

GBP 13 %

Autres(1)

3 %

USD 3 %56 %

44 %

30/06/16

15 %

78 %

2 %5 %

30/06/16

30/06/17 30/06/17

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

EUR GBP USD CHF JPY AUTRES

TOMBÉES DE DETTES OBLIGATAIRES PAR DEVISEEn millions d’euros, avant swaps

DontS2 2017 2018 2019 2020

(en équivalent M€)

EUR 604 1 487 477 1 191

USD - - 2 823 2 487

CHF 364 - - -

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PRINCIPAUX EMPRUNTS OBLIGATAIRES AU 30 JUIN 2017(1)

(1) Emprunts obligataires supérieurs à 500 M€ équivalent. Notamment hors 2 tranches Green Bond émises en JPY en janvier 2017

(2) Date de réception des fonds

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Date d’émission(2) ÉchéanceNominal à l’émission

(en millions de devises) Devise Taux

02/2008 02/2018 1 500 EUR 5,00 %

01/2014 01/2019 1 250 USD 2,15 %

01/2009 01/2019 2 000 USD 6,50 %

01/2010 01/2020 1 400 USD 4,60 %

05/2008 05/2020 1 200 EUR 5,38 %

10/2015 10/2020 1 500 USD 2,35 %

01/2009 01/2021 2 000 EUR 6,25 %

11/2013 04/2021 1 400 EUR 2,25 %

01/2012 01/2022 2 000 EUR 3,88 %

09/2012 03/2023 2 000 EUR 2,75 %

09/2009 09/2024 2 500 EUR 4,63 %

10/2015 10/2025 1 250 USD 3,63 %

11/2010 11/2025 750 EUR 4,00 %

10/2016 10/2026 1 750 EUR 1,00 %

01/2017 01/2027 107 900 JPY 1,09 %

03/2012 03/2027 1 000 EUR 4,13 %

04/2010 04/2030 1 500 EUR 4,63 %

07/2001 07/2031 650 GBP 5,88 %

02/2003 02/2033 850 EUR 5,63 %

06/2009 06/2034 1 500 GBP 6,13 %

10/2016 10/2036 750 EUR 1,88 %

03/2012 03/2037 500 GBP 5,50 %

01/2009 01/2039 1 750 USD 6,95 %

01/2010 01/2040 850 USD 5,60 %

11/2010 11/2040 750 EUR 4,50 %

10/2011 10/2041 1 250 GBP 5,50 %

01/2014 01/2044 1 000 USD 4,88 %

10/2015 10/2045 1 500 USD 4,75 %

10/2015 10/2045 1 150 USD 4,95 %

09/2010 09/2050 1 000 GBP 5,13 %

10/2016 10/2056 2 164 USD 4,99 %

01/2014 01/2114 1 350 GBP 6,00 %

Green Bond

Green Bond

Green Bond


GREEN BONDS : PREMIERS FONDS ALLOUÉS À DES INVESTISSEMENTS HYDROÉLECTRIQUES EN FRANCE

Date

d’émission(1)

Maturité

(en années)

Nominal à

l’émission

(en millions de

devises)

Devise

Fonds alloués au 30/06/2017 (en millions de devises)

Construction par EDF EN de

nouvelles capacités

renouvelables

Rénovation, modernisation et

développement d’ouvrages

hydroélectriques existants en

France métropolitaine

11/2013 7,5 1 400 EUR 1 400 Non inclus dans les « Use of Proceeds »

10/2015 10 1 250 USD 1 220 Non inclus dans les « Use of Proceeds »

10/2016 10 1 750 EUR - 83

01/2017 12 19 600 JPY - -

01/2017 15 6 400 JPY - -

(1) Date de réception des fonds

Au 30 juin 2017, les premiers fonds levés lors de l’émission d’octobre 2016 ont été alloués à des investissements hydrauliques en France métropolitaine à hauteur de 83 millions d’euros

Ces allocations concernent près de 90 opérations de rénovation, de modernisation et de développement d’ouvrages hydroélectriques existants

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


Innogy

NOTATIONS FINANCIÈRES COMPARÉES

Sources : agences de notation

(1) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par S&P en date du 21 septembre 2016

(2) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par Moody’s en date du 28 septembre 2016

(3) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par Fitch en date du 26 octobre 2016

Baa3

BBB+ A- A A+

Baa1

A3

A2

A1

EDF

Engie

Iberdrola

Vattenfall

RWE

SSE

Nota

tions M

oody’s

Notations S&P

E.ON

EnelBaa2

BBBBBB-

Notations S&P

Notations Moody’s

Notations Fitch

EDF A- stable(1) A3 stable(2) A- stable(3)

Engie A - négative A2 stable n.d.

E.ON BBB stable Baa2 stable BBB+ stable

Uniper BBB- positive n.d. n.d.

Enel BBB positive Baa2 stable BBB+ stable

RWE BBB- stable Baa3 stable BBB stable

Iberdrola BBB+ stable Baa1 positive BBB+ stable

SSE A- négative A3 stable BBB+ stable

Vattenfall BBB+ stable A3 négative BBB+ stable

Innogy BBB- positive Baa2 stable BBB+ stable

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


9,8

18,7

14,4

4,7

3,90,4

9,8

15,8

14,15,6

4,30,5

ACTIFS DÉDIÉSEn milliards d’euros

Actifs dédiésEn valeur de réalisation

Provisions

Créance

CSPE

Provision pour aval du cycle

combustible

Provision pour déconstructiondes centrales

nucléaires

Actifs dédiésEn valeur de réalisation

Provisions

25,724,4

Créance

CSPE

EDF Invest

Portefeuille financier coté et trésorerieProvision

pour aval du cycle combustible

Provisions pour derniers cœurs

part aval

Provision pour déconstructiondes centrales

nucléaires

24,6

31/12/2016 30/06/2017

Provisions pour derniers cœurs

part aval

Au 30 juin 2017, le taux de couverture réglementaire des provisions par des actifs dédiés est de 111,3 %. Au 31 décembre 2016, ce taux était de 99,8 % (105,3 % pro-forma après finalisation de la cession d’une partie des titres de CTE(1) au premier semestre 2017)

Obligation réglementaire de doter les actifs dédiés de 1 095 M€ : réalisée en mars 2017, conformément au courrier ministériel du

10 février 2017

EDF Invest

Portefeuille financier coté et trésorerie

Comptes consolidés

Financement

& trésorerie

Stratégie

& investissementsEDF EN France


Marchés

27,3

(1) CTE : holding détenant 100 % des titres RTE


PERFORMANCE DES ACTIFS DÉDIÉS D’EDF

Une performance(1) du portefeuille financier coté de +3,3 % surS1 2017, supérieure à son indice de référence (+2,4 %)

Les marchés ont été porteurs tout le premier semestre dans un contexte de très forte baisse de la volatilité. La surperformance soutenue du portefeuille par rapport à l’indice de référence vient récompenser la surpondération des actions ainsi que le positionnement prudent en terme de sensibilité obligataire, nettement réduite

EDF Invest affiche une performance(1) sur S1 2017 de +5,4 % hors RTE et de +5,1 % au total y.c. RTE

En mars 2017, EDF a finalisé avec la Caisse des Dépôts et CNP Assurances la cession de 49,9 % du capital de la Coentreprise de Transport d’Electricité (CTE) détenant la totalité des titres RTE depuis décembre 2016. Le solde de 50,1 % reste affecté aux actifs dédiés

Par ailleurs, EDF Invest poursuit sa croissance avec notamment l’acquisition auprès de Beni Stabili d’une participation minoritaire dans Central Sicaf qui gère un portefeuille de bureaux et de locaux techniques intégralement loués à Telecom Italia

La créance CSPE a été remboursée selon le calendrier prévisionnel, 362 M€ de principal ont ainsi été reçus sur le 1er semestre 2017

La trésorerie issue des cessions partielles de titres de CTE et de la créance CSPE est réinvestie progressivement conformément à l’allocation stratégique

Titreset OPCVMobligataires

EDF Invest (3) Titreset OPCVM actions

Créance CSPE

4 678

7 949

9 087

3 902

Composition du portefeuille au 30/06/2017(2)

27 336(2)


Performance S1 2017 : +3,0 %(1)

Trésorerie

1 720

Portefeuille financier coté

(1) Performance semestrielle non annualisée avant impôts

(2) En valeur de réalisation

(3) Dont la participation de 50,1 % dans la holding CTE (détenant 100 % des titres RTE ) pour une valeur de réalisation de 2 705 M€

Au 31/12/2016, 75,93 % de la participation était affectée aux Actifs Dédiés pour une valeur de réalisation de 3 905 M€

Comptes consolidés

Financement

& trésorerie

Stratégie

& investissementsEDF EN France


Marchés

Annexes

Stratégie et investissements


EDF EN : CAPACITÉ NETTE INSTALLÉE AU 30 JUIN 2017

Source : EDF Énergies Nouvelles

NB : MWc : Megawatt crête (puissance fournie dans des conditions de température et d’ensoleillement standardisées)

Éolien en exploitation (MW)

Solaire en exploitation (MWc)

Éolien et solaire en construction (MW)

Autres filières

En exploitation 208 MW

En construction 25 MW

Brute Nette

Capacité installée : 10 378 MW 6 664 MW

Capacité en construction : 2 400 MW 1 707 MW

Total : 12 778 MW 8 371 MW

187 MW6 MW

230 MW

290 MW74 MWc

238 MW12 MWc

2 314 MW89 MWc

561 MW

257 MW130 MW

267 MW1 MW

142 MW

476 MW23 MWc

112 MW106 MW

109 MWc78 MW

1 000 MW206 MWc186 MW

6 MW

73 MWc115 MW

81 MW78 MWc5 MW

54 MW

27 MW

407 MW

66 MW40 MW

50 MW43 MW

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


EDF EN : UN PORTEFEUILLE SUBSTANTIEL DE PROJETS RENOUVELABLES

Source : EDF, EDF Énergies Nouvelles

NB : les pipelines sont indiqués pour EDF EN et comprennent les capacités en construction

(1) Dont 1 097 MW en Chine

925 MW137 MWc

4 032 MW2 730 MWc

300 MW493 MWc

299 MW115 MWc

891 MW649 MWc

193 MW

391 MW26 MWc

185 MW402 MWc

1 736 MW

4 131 MW243 MWc

150 MW340 MWc

700 MW

191 MW165 MWc

145 MW

200 MW1 256 MWc

12 MW

100 MWc

Pipeline

éolien : 15,6 GW(1)

Pipeline

photovoltaïque : 6,7 GWc

Un pipeline éolien et solaire de près de 22,3 GW

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


EDF EN : CAPACITÉS INSTALLÉES ET EN CONSTRUCTION, PAR FILIÈRE, AU 30 JUIN 2017

(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

En MWBrute(1) Nette(2)

31/12/2016 30/06/2017 31/12/2016 30/06/2017

Eolien 8 495 9 100 5 434 5 792

Solaire 900 1 059 621 664

Hydraulique 63 63 60 60

Biogaz 70 70 70 70

Biomasse 66 66 58 58

Autres 20 20 20 20

Capacité installée totale 9 614 10 378 6 263 6 664

Eolien en construction 1 221 1 425 873 1 147

Solaire en construction 560 926 316 535

Autres en construction - 49 - 25

Capacité totale en construction 1 780 2 400 1 188 1 707

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


EDF EN : CAPACITÉS NETTES CÉDÉES

(1) Départements d’Outre-Mer

En MW S1 2016 S2 2016 S1 2017

Portugal 140 - -

Belgique 3 - -

Etats-Unis 150 398 113

Canada 37 53 -

France - - 9

Grèce 120 - -

Total éolien 449 450 122

France + DOM(1) - 4 -

Inde - 50 -

Italie - 3 -

Espagne - - 47

Etats-Unis 1 - -

Total

photovoltaïque1 57 47

France 14 - -

Total hydro 14 - -

Total 464 507 169

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


EDF EN : EXPLOITATION & MAINTENANCE(1)

(1) MW correspondant aux centrales de production d’énergies renouvelables dont EDF EN assure l’exploitation-maintenance (supervision des centrales, suivi des productions, maintenance

préventive et corrective…) pour son propre compte et pour le compte de tiers

En MW 31/12/2016 30/06/2017 ∆ MW ∆ %

Etats-Unis 7 966 7 471 -495 -6,2

Canada 1 577 1 753 176 +11,2

Mexique 392 392 - -

Total Amériques 9 935 9 616 -319 -3,2

France 1 633 1 710 +77 +4,7

Royaume-Uni 451 451 - -

Grèce 194 262 +68 +35,1

Italie 697 714 +17 +2,4

Allemagne 400 400 - -

Pologne 142 142 - -

Belgique 41 64 +23 +56,1

Total Europe 3 558 3 743 +185 +5,2

Total E&M 13 493 13 359 -134 -1,0

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


DALKIA : DÉVELOPPEMENT COMMERCIAL

Charleville Mézières : renouvellement d’un contrat de 25 ans pour la récupération de chaleur chez PSA

9 km de réseau, mix énergétique à 100 % renouvelable en été (chaufferie biomasse, récupération de la chaleur du site de PSA) , 7 000 tonnes de CO2 évitées par an

Saint Affrique (Aveyron) : construction du réseau de chaleur de la ville

● 5,5 km de réseau, mix énergétique à 85 % renouvelable (chaufferie biomasse), 2 300 tonnes de CO2 évitées par an

Béthune : installation de nouvelles chaufferies et exploitation du réseau de chaleur fonctionnant avec du gaz de mine

● Solution unique en France avec 30 % de CO2 évité grâce à la captation du gaz de mine

Réseaux de

chaleur

renouvelables

CHU Pontchaillou (Rennes) : renouvellement du contrat sur 4 ans

Gestion du chauffage, de l’eau chaude sanitaire, de la ventilation, du traitement d'air et des convoyeurs pneumatiques

Contrat multi technique des thermes de l’Adour remporté pour 4 ans

● Engagement de performance énergétique dès 2018 pour les 40 000 m2 gérés

Polycliniques du groupe C2S (Bourgogne) : contrat de performance énergétique signé pour 5 ans

● 5 % d’économies d’énergie thermique et 10 % d’économies sur la consommation d’électricité attendues

Secteur de la

santé

Secteur du

bâtiment

Ville de Valence et agglomération de Valence-Romans : gestion énergétique de bâtiments communaux sur 7 ans

Contrat de Conception Réalisation Exploitation Maintenance (CREM) avec engagement de performance : 40 % d’économies d’énergie attendues

Ville de Sosnowiec (Pologne) : contrat d’efficacité énergétique

Aménagement des installations intérieures et raccordement au réseau de chaleur de 23 bâtiments, avec une garantie de performance sur 8,5 ans et une amélioration de la qualité de l’air dans ce quartier

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


DALKIA : DÉVELOPPEMENT STRATÉGIQUE

Acquisition d’Imtech le 6 juin 2017 par EDF Energy Services, joint-venture entre EDF Energy et Dalkia

Société de premier plan dans le domaine du génie climatique au Royaume-Uni et en

Irlande

Fourniture de services énergétiques aux clients dans les secteurs du bâtiment, de

l’industrie, du tertiaire et des collectivités locales

Activités de génie thermique et électrique, de maintenance technique d’installations,

d’intégration de systèmes d’acquisition et de contrôle de données

Plus de 2 100 salariés

International

Acquisition de la start-up AsterioT

Développement dans les services de gestion multi-fluide et de répartition des frais de

chauffage dans le bâtiment collectif

Proposition par ce biais de services numériques à l’habitant

Numérique

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


FUTUREN : UNE PLATEFORME DE PREMIER PLAN DANS LE RENOUVELABLE

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

159

5050

118118

25

40

140

357

Capacité nette

Capacité brute

Projets

Projets gérés pour le compte de tiers

Actifs éoliens en France, en Allemagne, en Italie et au Maroc

Des opportunités de croissance dansl’éolien onshore et dans les projetsgérés pour des tiers, notamment en Allemagne

Chiffres clés au 31/12/2016 :

Chiffres d’affaires : 56,7 M€

EBITDA : 28 M€

Résultat net part du Groupe : 2,9 M€

103 salariés

Capacité brute en exploitation de 389 MW, et un pipeline éolien onshore de 168 MW sur 4 pays


DÉVELOPPEMENT STRATÉGIQUE À L’INTERNATIONAL

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Barrage hydraulique de 420 MW dans lequel EDF détient 40 %

Mise en service prévue en 2021

Nouvelle étape franchie le 6 juin 2017 : signature de la lettre d’intention, formalisant l’accord de

principe sur les termes et conditions de quatre contrats clés

Revue détaillée du projet et des contrats, pour un bouclage du financement prévu pour fin 2017

Cameroun –

Projet

Nachtigal

Barrage hydraulique de 400 MW dans lequel EDF détient 51 %

Mise en service prévue fin 2018

Signature le 30 juin 2017 de l’autorisation finale de déboisement

Brésil –

Projet Sinop

Côte d’Ivoire –

Projet ZECI

Poursuite du déploiement de l’offre offgrid d’EDF en partenariat avec la société américaine OGE

Près de 3 800 kits vendus depuis novembre 2016

Belgique –

EDF Luminus

Capacité éolienne en croissance continue : +3,0 % par rapport à fin décembre 2016, et +16,0 %

par rapport à fin juin 2016

309 MW de capacités installées à fin juin 2017

EDF Luminus, premier opérateur éolien onshore en Belgique


EPR DE FLAMANVILLE 3

Feuille de route du projet Flamanville 3, établie

en septembre 2015 : Coût du projet fixé à 10,5(2) Mds€2015

Chargement du combustible et démarrage du réacteur

prévus fin 2018

Ramp up 2019 : couplage au réseau au 2ème trimestre puis

100 % de la puissance au 4ème trimestre

1 EPR de 1650 MW en construction

(1) Cf les communiquées de presse de l’ASN et d’EDF respectivement du 28 et 29 juin 2017

(2) Hors intérêts intercalaires

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Avancement du chantier à fin juin 2017

Génie civil principal achevé

Avancement des montages électromécaniques proche de 90 %

Prise en main de la salle de commande par les équipes d’exploitation

Poursuite des essais élémentaires (station de pompage, bâtiment réacteur et bâtiment combustible, groupe turbo-alternateur…)

Atteinte le 15 mars du deuxième jalon de la nouvelle feuille de route du projet, avec le démarrage des essais d’ensemble permettant de tester le fonctionnement de tous les circuits

28 juin : validation de la cuve de l’EPR de Flamanville 3 : projet d’avis de l’Autorité de Sûreté Nucléaire précisant que la composition de l’acier du fond et du couvercle de la cuve du réacteur n’est pas de nature à remettre en cause sa mise en service sous certaines conditions et notamment le remplacement du couvercle de la cuve avant fin 2024(1)

Publication du projet d’avis de l’ASN en juillet 2017

Consultation du public jusqu’en septembre 2017

Consultation du Conseil supérieur de la prévention des risques technologiques

Avis final de l’ASN attendu en octobre 2017


PROJET D’HINKLEY POINT C

Précisions sur le projet Hinkley Point C en date du 3 juillet 2017(1): Le jalon du premier béton de sûreté nucléaire du bâtiment de la tranche 1, prévu mi-2019, est confirmé dès lors

que le design définitif, dont le calendrier est tendu, aura bien été arrêté fin 2018

Les coûts à terminaison du projet sont désormais estimés à 19,6 milliards de livres sterling 2015(2), en augmentation de 1,5 milliard(3) de livres sterling 2015, par rapport aux évaluations précédentes

Par ailleurs, le risque de report de la livraison (COD) est estimé à 15 mois pour la tranche 1 et à 9 mois pour la tranche 2. Ce risque induirait un coût supplémentaire potentiel de l’ordre de 0,7 milliard de livres sterling 2015

Avancement du projet : Premier béton de sûreté nucléaire coulé pour les galeries centrales électriques

Début de la construction d'une jetée temporaire dans le canal de Bristol permettant à 80 % de l'agrégat d'être acheminé par mer plutôt que par route

1 800 personnes travaillent actuellement au quotidien sur place

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

(1) Cf. communiqué de presse publié par EDF le 3 juillet 2017

(2) Hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence du projet de 1 livre = 1,23 euros

(3) Surcoûts nets des plans d’actions

Annexes

Données opérationnelles


CAPACITÉS INSTALLÉES AU 30 JUIN 2017

En GWe

Capacités consolidées du groupe EDF,

y compris participations

dans les entreprises associées

et coentreprises

Participations dans les

entreprises associées et

coentreprises

Capacités consolidées

du groupe EDF

Nucléaire 75,1 54 % 2,2 72,9 56 %

Hydro 22,5 16 % 1,1 21,4 16 %

Autres ENR 8,4 6 % 0,1 8,3 6 %

Gaz 13,3 10 % 0,8 12,5 10 %

Charbon 10,6 8 % 2,2 8,4 6 %

Fioul 7,8 6 % - 7,8 6 %

Total 137,7 100 % 6,4 131,4 100 %

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ÉLECTRICITÉ PRODUITE

Production des entités consolidées par intégration globale

En TWh S1 2016 S1 2017

Nucléaire 238,5 78 % 231,4 77 %

Hydro(1) 27,5 9 % 22,9 7 %

Autres ENR 7,6 2 % 8,1 3 %

Gaz 21,0 7 % 25,6 8 %

Charbon 9,5 3 % 10,6 4 %

Fioul 2,5 1 % 2,8 1 %

Groupe 306,5 100 % 301,4 100 %

(1) La production hydraulique après déduction du pompage est de 24,0 TWh au S1 2016 et de 19,3 TWh au S1 2017

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PRODUCTION DE CHALEUR

En TWh S1 2016 S1 2017

ENR(1) 3,4 16 % 3,4 15 %

Gaz 12,5 59 % 11,6 51 %

Charbon 5,1 24 % 5,6 25 %

Fioul 0,1 1 % 0,2 1 %

Divers(2) - - 1,9 8 %

Groupe 21,1 100 % 22,7 100 %

(1) Catégorie regroupant les installations fonctionnant à biomasse de bois, de gaz de décharge ou de gaz de stations d’épuration d’eaux usées et de biogaz

(2) Catégorie mise en place en 2017 regroupant une partie de la production de chaleur par incinération et la récupération de chaleur et d’électricité d’autres processus industriels


Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PRODUCTION RENOUVELABLE

En TWh S1 2016 S1 2017

Hydraulique(1) 27,5 78 % 22,9 74 %

Éolien 6,3 18 % 6,6 21 %

Solaire 0,2 1 % 0,3 1 %

Biomasse 0,8 2 % 0,9 3 %

Énergie marine 0,3 1 % 0,3 1 %

Total électricité Groupe 35,1 100 % 31,0 100 %

Total chaleur Groupe 3,4 100 % 3,4 100 %


(1) La production hydraulique après déduction du pompage est de 24,0 TWh au S1 2016 et de 19,3 TWh au S1 2017

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ÉMISSIONS DE CO2

Émissions du Groupe sous la barre des 100 gCO2/kWh

Émissions(1)

par segment

En kt En g/kWh(2)

S1 2016 S1 2017 S1 2016 S1 2017

France - Activités de production

et commercialisation 2 669 11 % 4 930 18,5 % 11 22

France - Activités régulées 1 507 7 % 1 481 5,6 % 516 500

Royaume-Uni 3 377 14 % 3 581 13,5 % 94 93

Italie 3 650 15 % 3 896 14,6 % 361 316

Autre international 8 875 38 % 9 130 34,3 % 546 450

Autres métiers 3 428 15 % 3 589 13,5 % 348 165

Groupe 23 506 100 % 26 607 100 % 76 83

Émissions des entités consolidées par intégration globale

(1) Émissions directes de CO2, hors Analyse du cycle de vie (ACV) des moyens de production et des combustibles

(2) La méthodologie de calcul du contenu CO2 du kWh du groupe EDF a évolué en 2016 pour adopter une méthode plus universelle prenant en compte électricité et chaleur. La part de la

chaleur dans le mix énergétique du Groupe a en effet augmenté. Elle est passée de 5,5 % en 2014 à 6,1 % en 2015 puis à 6,6 % en 2016

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Annexes

France


FRANCE : BILAN ÉLECTRIQUEEn TWh

253

-8

+3+1

-4

-1

-9

∆ S1 2017vs S1 2016

-7

-42

-1

+41

253

Nucléaire

Hydraulique(1)

ThermiqueAchats LT et structurés

Obligations d’achat Ventes nettes marché

Ventes structurées et autres(2)

Fourniture ARENH

Clients finals

∆ S1 2017vs S1 2016

-9

PRODUCTION / ACHATS CONSOMMATION / VENTES

2438

21

197

162

20

41

30

NB : EDF hors activités insulaires

(1) Production hydraulique après déduction du pompage : 18 TWh

(2) Y compris pompage hydraulique pour 4 TWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PARC NUCLÉAIRE FRANCE : DÉFAUT D’ASSURANCE QUALITÉ SUR LES DOSSIERS DE FABRICATION AREVA

L’audit qualité conduit par AREVA a mis en évidence des irrégularités dans les dossiers de suivi fabrication de pièces forgées dans l’usine de Creusot Forge, portant soit sur des paramètres de fabrication, soit sur des résultats d’essais. Les dossiers concernés avaient été marqués à l’époque d’une ou de deux barres, d’où l’appellation de « dossiers barrés »

Mi-octobre 2016, EDF a indiqué à l’ASN avoir terminé la caractérisation des « dossiers barrés » portant sur les réacteurs en fonctionnement et confirme que les 88 irrégularités identifiées n’ont pas de conséquence sur la sûreté des réacteurs concernés

Concernant le réacteur 2 de Fessenheim, l’irrégularité constatée porte sur le dossier de forgeage de la partie basse d’un générateur de vapeur. Afin de réaliser des investigations complémentaires, EDF a procédé à la mise à l’arrêt de ce réacteur le 13 juin 2016 par anticipation de son arrêt programmé. AREVA a présenté à l’ASN et engagé en septembre un programme d’essais complémentaires sur le générateur de vapeur. Les derniers éléments d’analyses ont été transmis à l’ASN début juillet2017. Ils confirment l’intégrité du générateur de vapeur et sa capacité à fonctionner en toute sûreté. L’instruction de ce dossier par l’ASN est en cours

Au-delà des « dossiers barrés », AREVA a lancé un programme d’analyse d’environ 9 000 dossiers de fabrication, parmi lesquels 1 600 concernent les dossiers de fabrication des composants équipant le parc en exploitation. L’ASN est régulièrement informée de l’avancée de ces analyses et EDF s’est engagé à lui transmettre l’ensemble des dossiers après analyse complète par AREVA et EDF

Une de ces irrégularités concerne le dossier de fabrication (« non barré ») d’un générateur de vapeur neuf destiné au réacteur 5 de Gravelines, non encore installé. Le réacteur, à l’arrêt depuis le 9 avril 2016 pour sa 3ème visite décennale, peut redémarrer en toute sûreté avec les générateurs de vapeur d’origine, après une intervention appelée « manchonnage », approuvée par l’ASN

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PRODUCTIBLE HYDRAULIQUE(1)

1989 : plus faible productible annuel de ces 30 dernières années1994 : plus fort productible annuel de ces 30 dernières années

(1) Productible hydraulique : quantité d’énergie maximale que l’on peut produire à partir des apports hydrauliques (pluie, neige) d’une période donnée

En TWh

0

1

2

3

4

5

6

7

8

jan. fév. mars avr. mai juin

S1 1989 - 19,7 TWh S1 1994 - 30,3 TWh S1 2016 - 25,5 TWh S1 2017 - 20,3 TWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ACTIVITÉ ÉLECTRICITÉ D’EDF EN FRANCE

(1) Données arrondies au dixième

(2) Y compris auto-consommations EDF

(3) Tarif bleu professionnel, ELD (Entreprises Locales et Distribution) à au tarif de cession et tarif Jaune et Vert, inf. 36 kVA à partir de 2016

75,5 74,4 70,1

83,8

21,019,1

31,2

73,9 73,0

Particuliers

Collectivités, entrepriseset professionnels

(au tarif historique)(3)

Collectivités, entreprises et professionnels

(hors tarif historique et y compris offre transitoire)

190,5

162,2

Ventes aux clients finals(1)(2)

169,2

S1 2015 S1 2016 S1 2017

Baisse des volumes à fin juin 2017 versus fin juin 2016 de -7 TWh

En TWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


70,1

19,1

73,084,2

0,2

4,8

ACTIVITÉ ÉLECTRICITÉ D’EDF EN FRANCE – RÉPARTITION DES TARIFS HISTORIQUES PAR COULEUR


(2) Y compris auto-consommations EDF

(3) ELD : Entreprises Locales de Distribution

(4) Dont tarif Jaune pour 0,1 TWh et tarif Vert pour 0,3 TWh - Tarifs inférieurs à 36 kVA qui perdurent au-delà de 2015

En TWhVentes aux clients finals pour le S1 2017(1)(2)

Particuliers

Collectivités, Entrepriseset professionnels

(hors tarif historique)

Collectivités, Entrepriseset professionnels(au tarif historique)

Tarif de cession ELD(3)

Tarifs Jaune et Vert(4)

Tarif Bleu

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


MÉCANISME DE CAPACITÉ EN 2017 ET IMPACT POUR EDF

(1) Ces niveaux tiennent compte de la disponibilité prévisionnelle du parc de production et des récentes décision de fermetures concernant la filière fioul

(2) Les règles autorisent des achats en cours d’année de livraison voire ex-post

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Le prix de référence de la capacité s’est établi à 10 €/kW pour 2017. Une session de rééquilibrage a eu lieu en avril 2017 à un prix légèrement supérieur (10,42 €/kW) : Environ 23 GW de certificats de capacité ont été échangés lors de ces deux sessions

L’impact EBITDA 2017 est fonction de la facturation de cette capacité aux clients finaux Pour les clients en offre de marché, le prix de la capacité est d'ores et déjà inclus dans la facturation. Pour les clients au

tarif réglementé, la prise en compte du coût de la capacité est intégrée dans le nouveau barème tarifaire proposé par laCRE dans sa délibération du 6 juillet 2017 portant proposition des tarifs réglementés de vente d’électricité

Impact EBITDA S1 2017 : 286 M€ lié à la mise en place du mécanisme de capacités au 1er janvier 2017, impactant lestarifs, les achats/ventes sur les marchés de gros et les offres à prix de marché

Fin 2017, deux sessions de marché EPEX permettront aux acteurs d’échanger la capacité 2018 et2019 EDF sera présent sur ces 2 sessions (les 9 novembre et 7 décembre 2017) et proposera ses capacités à la vente

L’enchère du 7 décembre sera la première session d’échange de capacité 2019, et sera suivie de six sessions courant2018

EDF a certifié 78,5 GW de capacités pour 2018 et 76,5 GW pour 2019(1)

Les ventes dépendront du niveau de la demande, chaque acteur obligé restant libre de sa stratégie

d’approvisionnement en capacité pour une année de livraison donnée(2)


12,4

4,0

40,7 41,4

S1 2015 S2 2015 S1 2016 S2 2016 S1 2017 S2 2017

ARENH : VOLUMES CÉDÉS AUX FOURNISSEURS ALTERNATIFS

Volume total maximum de ventes d'EDF aux fournisseurs alternatifs (hors pertes réseaux) : 100 TWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


61

48

22,5

38

TARIFS RÉGLEMENTÉS DE VENTE EN FRANCE

À compter du 1er août 2017, les tarifs (HT) évoluent de la manière suivante:

● +1,7 % en moyenne pour les particuliers et +1,7 % en moyenne pour les petites entreprises (tarif Bleu)

● Ces évolutions comprennent l'augmentation des tarifs d'acheminement (TURPE) en vigueur au 1er août : +3,9 % pour la distribution

169 €/MWh(1)

CSPE

TURPE

Productionet coûts

commerciaux

Taxes

Composition de la facture moyenne TTC (client Bleu résidentiel)

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Source : CRE rapport de délibération de la CRE 6 juillet 2017 qui a redéfini les niveaux 2016

(1) Chiffres arrondis au demi point

TURPE

105,8 €/MWh 107,6 €/MWh

+1,8 €/MWh

+0,0 €/MWhPart énergie +

commercialisation+ rattrapage

TRV 2016 TRV 2017

Tarif Bleu

+1,7 %

+1,8 €/MWh


POINTS CLÉS DE LA DELIBERATION DE LA CRE DU 6 JUILLET 2017(1)

SUR LES TRV

Dans sa délibération du 6 juillet 2017, la CRE propose une augmentation moyenne de 1,7 % des TRV Bleu Résidentiel et non Résidentiel

Dans l’empilement d’août 2017 sont intégrés, en plus des briques habituelles :

L’intégralité du rattrapage restant au titre de l’année 2012, soit 195 M€ (soit 1,5 €/MWh pour les Bleu résidentiels)

Le coût de l’approvisionnement en capacité

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Selon le Code de l'énergie le gouvernement a trois mois pour s’opposer à la proposition de la CRE portée par sa délibération

Pour que la mise en œuvre puisse être effective au 1er aout 2017, le gouvernement doit explicitement l’accepter (i.e. publier la décision au JO)

(1) Ainsi que sur la délibération portant correction d’erreurs du 20 juillet 2017


CSPE CHEZ EDF

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'Etat

En millions d’euros S1 2016 2016 S1 2017

Obligations d’achat(1) 2 648 73 % 4 472 69 % 2 497 73 %

Autres(2) 987 27 % 2 038 31 % 927 27 %

Total CSPE EDF 3 635 100 % 6 510(3) 100 % 3 424 100 %

Les charges de service public dans les ZNI(4) varient avec les achats d’énergie et de combustibles, le coût de remplacement des anciennes centrales de production d’électricité et les volumes d’obligations d’achat

Augmentation des charges de service public principalement due à une hausse des coûts d’obligationsd’achat liés au développement du parc de production renouvelable en France, en partie compensée par une baisse des charges liées aux surcoûts de production ZNI(4)

(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 Tarif de Première Nécessité et le Fonds de Solidarité pour le Logement

(3) Les charges de CSPE EDF intégrant les coûts de déconstruction lissés des centrales SEI s’élèvent à 6 365 M€

(4) ZNI : zones non interconnectées, qui recouvrent les départements et territoires d’outremer et la Corse

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


772 M€950 M€

864 M€1 051 M€

2 057 M€2 249 M€

2 648 M€ 2 497 M€

S1 2014 S1 2015 S1 2016 S1 2017

34,6 €/MWh38,9 €/MWh

27,3 €/MWh

44,4 €/MWh

CSPE : ÉVOLUTION DES CHARGES D’OBLIGATIONS D’ACHAT D’EDF EN MÉTROPOLEPrincipe : Le mécanisme de compensation des charges de service public de l’énergie(1) couvre l’écart entre le coût des obligations d’achat en métropole et le prix de marché

(1) 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

(2) Périmètre EDF SA hors SEI

3 199 M€

2 829 M€Surcoût des obligationsd’achat à compenser par la CSPE(2)

Montant desobligations d’achatvalorisées au prix de marché selon la méthode CRE

Montant des obligations d’achat

Prix spot moyen

3 512 M€ 3 548 M€

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


CSPE : IMPACT SUR LES ÉTATS FINANCIERS D'EDF

(1) Créance CSPE hors couverture spécifique aux actifs dédiés

(2) Dont 2 032 M€ de créance CSPE au titre d’EDF S.A. et 24 M€ de créance CSPE au titre des filiales du groupe EDF

(3) Dont 1 622 M€ de dette CSPE au titre de l’énergie livrée non encore facturée

(4) Créance CSPE hors couverture spécifique aux actifs dédiés

(5) Compensation encaissée par EDF de la part de l’Etat en 2017

En millions d’euros S1 2015 S1 2016 S1 2017

Compte de résultat

Surcoûts / Manque à gagner constatés

Impact sur les « Autres Produits et Charges Opérationnels »

EBITDA

Résultat financier (compensation des coûts de portage)

(3 279)

3 279

Neutre

50

(3 635)

3 635

Neutre

47

(3 424)

3 424

Neutre

32

Bilan

Besoin en fonds de roulement

Créance CSPE (Autres débiteurs)

Dette CSPE (y compris acomptes reçus)

Créance financière CSPE(1)

2 117

(1 386)

5 188

2 056(2)

( 1 291)(3)

5 801(4)

1 516

(1 202)

3 823

Flux de trésorerie

Recettes perçues sur énergie facturée

Augmentation du BFR sur la créance CSPE

Augmentation du BFR – Débiteurs et créditeurs

3 225

61

(204)

3 239

413

380

3 553(5)

(121)

(68)

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ENEDIS(1) : CHIFFRES CLÉS

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

(2) Y compris Linky

En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆ %

Chiffre d’affaires 7 177 7 209 +0,5 %

EBITDA 2 186 1 966 -10,1 %

Résultat net 653 459 -29,6 %

Investissements opérationnels bruts(2) 1 506 1 635 +8,6 %

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ENEDIS(1) : QUALITÉ DE LA FOURNITURE EN FRANCECritère B(2) hors évènements exceptionnels hors RTE : +2 minutes vs 2016 et Critère B(2) toutes causes confondues : +23 minutes vs 2016

L’année 2017 a été perturbée au 1er trimestre par 3 tempêtes, en partie classées exceptionnelles. Le 2ème trimestre, quant à lui, a été marqué par un épisode de canicule et par des épisodes orageux localisés mais intenses

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

(2) Durée moyenne cumulée en minutes des arrêts par client basse-tension

En minutes cumulées

0

10

20

30

40

50

60

jan. fév. mars avr. mai juin

0

10

20

30

jan. fév. mars avr. mai juin2016

2017

2015

Critère hors événements exceptionnels hors RTE

Critère toutes causes confondues

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


DÉPLOIEMENT DES COMPTEURS COMMUNICANTS LINKY(1)

Projet Déploiement depuis fin 2015 avec un objectif de 34 millions de compteurs (soit 90 % du parc) posés d’ici 2021

Montant d’investissement évalué à 4,5 Mds€ sur la période de déploiement 2014-2021

Équilibre économique fondé sur les gains permis par le projet Linky (réduction des pertes non techniques, baisse du nombre des interventions techniques et des relèves, optimisation de la gestion du réseau, gains MDE(2), etc.)

Cadre tarifaire du projet(3)

Régulation spécifique sur une période de 20 ans (BAR Linky dédiée)

Taux de rémunération nominal des actifs avant impôts de 7,25 % et prime additionnelle de 3 % assortie de pénalités dans le cadred’une régulation incitative relative au respect des coûts et des délais et à la performance du système (les pénalités ne peuventtoutefois conduire à un taux global de rémunération inférieur à 5,25 % nominal avant impôts)

Mise en place d’un différé tarifaire des revenus liés à Linky jusqu’en 2021, assorti d’une compensation des coûts de portage financier, et apuré totalement d’ici à 2030

Déploiement à fin juin 2017 Depuis les premières expérimentations et le démarrage de la généralisation au 1er décembre 2015, le déploiement se poursuit, en

cohérence avec la trajectoire d’avancement et de coûts prévue

À fin juin 2017, le nombre de clients équipés d’un compteur Linky était d’environ 4,9 millions et environ 80 000 concentrateurs ont été installés dans les postes ; le déploiement a démarré dans près de 2 900 communes, dans l’ensemble des régions de France

Le rythme de pose des compteurs Linky est passé de moins de 3 000 compteurs/jour début 2016 à environ 21 000 compteurs/jour fin juin 2017, conformément à l’augmentation du nombre de poseurs et aux cadences de pose attendues


(2) MDE : Maîtrise de la demande d’énergie

(3) Délibération de la CRE du 17 juillet 2014

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


TURPE 5(1) TRANSPORT ET DISTRIBUTION

Préparation des TURPE 5 pour la période 2017-2021 dans le cadre de la fin du TURPE 4 : Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité actuels, dits « TURPE 4 HTB » pour le réseau de transport et « TURPE 4 HTA/BT » pour les

réseaux de distribution, sont entrés en vigueur respectivement le 1er août 2013 et le 1er janvier 2014 pour une durée d’application d’environ 4 ans

Publication par la CRE(2) des projets de décision sur les TURPE 5 HTB et HTA-BT : La CRE a publié ses délibérations du 17 novembre 2016 portant décisions, après avis du Conseil Supérieur de l’Energie (CSE) le 10 novembre. Elles

ont été publiées au Journal Officiel du 28 janvier 2017

Les projets de décision prévoient l’entrée en vigueur synchronisée des TURPE 5 HTB et HTA/BT au 1er août 2017

Dépôt de la part d’EDF SA le 3 février d’une requête en annulation devant le Conseil d’Etat à l’encontre des délibérations de la CRE relatives au TURPE 5 Distribution adoptées le 17 novembre 2016 et le 19 janvier 2017 et publiées au Journal Officiel du 28 janvier 2017

Prise en compte provisoire dans TURPE 5 du commissionnement fournisseur, qui sera pris en compte ultérieurement

(1) TURPE : Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité

(2) CRE : Commission de Régulation de l’Energie

(3) GRD : Gestionnaires de Réseau de Distribution d’électricité ; GRT : Gestionnaire de Réseau de Transport d’électricité

2ème consultation

publique de la CRE

sur la structure des

tarifs

Consultations par la CRE

sur la version finale de la

grille et du niveau tarifaire

et les revenus autorisés

des GRD(3) et des GRT(3)

1ère consultation

publique par la CRE

sur la structure des

tarifs

22 juillet 2015 –

25 septembre 2015

24 mai 2016 –

24 juin 2016

17 novembre

2016

27 juillet 2016 –

16 septembre 2016

Décision de la CRE

sur le TURPE, après

avis du Conseil

Supérieur de

l’Energie

19 octobre2016

Délibération de la

CRE portant projet

de décision sur les

TURPE Transport et

Distribution

28 janvier

2017

Publication des

délibérations TURPE

5 HTB et TURPE 5

HTA/BT au Journal

Officiel

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


LE DISPOSITIF DES CERTIFICATS D’ÉCONOMIES D’ÉNERGIE

Réponse aux nouvelles exigences de la directive européenne sur l’efficacité énergétique

Article 30 de la loi de transition énergétique pour la croissance verte

MIS EN PLACE EN

2006, REFONDÉ AU

1ER JANVIER 2015

Une obligation nationale pour la 3ème période 2015-2017 fixée à 700 TWhc

Doublée par rapport à la 2ème période

Augmentée d’une obligation de 150 TWhc à réaliser au bénéfice des ménages en situation de précarité énergétique sur les années 2016-2017

Décret du 2 mai 2017 : 1 600 TWhc (1 200 TWhc CEE classiques et 400 TWhc CEE précarité) pour la 4ème

période qui couvre les années 2018 à 2020

OBJECTIFS

RENFORCÉS,

NOUVELLES

AMBITIONS

Une obligation de réalisation d’économies d’énergie chez les clients imposée aux fournisseurs

d’énergie appelés les « obligés »

Electricité, gaz, chaleur, froid, fioul domestique et carburants pour automobiles

Promouvoir activement l’efficacité énergétique auprès de leurs clients

Ménages, collectivités territoriales, bailleurs sociaux ou professionnels/entreprises

PARTIES

CONCERNÉES

DISPOSITIF

EDF est le premier obligé et intervient dans plusieurs domaines :

Incitation financière pour la réalisation de travaux de rénovations énergétiques des logements

Aides à la maîtrise de la consommation d’énergie

Financement des programmes nationaux

Conseils sur les économies d’énergie et les technologies performantes

Constitue le principal levier de la politique d'efficacité énergétique de la France

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Annexes

International et Autres métiers


AUTRES MÉTIERS

EDF Énergies Nouvelles

Augmentation des capacités nettes installées de +0,8 GW vs fin juin 2016, à 6,7 GW

Hausse de la production de 5,0 % à 6,4 TWh, principalement dans l’éolien et en Amérique du Nord

Le portefeuille de projets en construction d’EDF Énergies Nouvelles est en fort développement à 2,4 GW bruts à fin juin 2017 (dont 0,9 GW dans le solaire)

DVAS(3) en recul après un 1er semestre 2016 soutenu au Portugal et en Grèce

Dalkia

Signature ou renouvellement de nombreux contrats commerciaux

Évolution favorable des indices de révision des prestations de services et effet positif de la hausse du prix des énergies

EDF Trading

Bonne performance avec toutefois des disparités régionales avec une évolution favorable de la volatilité en Europe et des conditions de marché difficiles en Amérique du Nord


(2) À compter de 2016, ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments. Les données 2016 ont été retraitées à cet effet

(3) Développement et Vente d’Actifs Structurés

En millions d’euros S1 2016 S1 2017 ∆ %∆ %

Org.(1)

Chiffre d'affaires(2) 3 528 3 811 +8,0 +6,8

EBITDA 894 815 -8,8 -9,4

17 22

188 187

135 155

554 451

S1 2016 S1 2017

894 815

EDF Trading

Autres (Activité gaz, etc.)

- 20,4 %(1)

+3,2 %(1)

+64,7 %(1)

EDFÉnergies Nouvelles

Dalkia+8,9 %(1)

EBITDA

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ROYAUME-UNI : PRODUCTION NUCLÉAIRE MENSUELLE

5,5

10,6

15,7

20,6

25,6

30,9

5,4

10,6

16,0

20,9

26,5

32,2

Jan. Fév. Mars Avr. Mai Juin

0,0 %

+4,2 %

- 1,8 %

+1,9 %

+3,5 %

+1,5 %

Production cumulée 2017

Production cumulée 2016

En TWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ROYAUME-UNI : BILAN ÉLECTRIQUE

(1) Incluant la production éolienne et les obligations d’achat

Charbon 2,3

Nucléaire 32,2

Autres(1) 3,0

Gaz 3,5Renouvelables 0,3

+1,3

+1,3

+0,1+0,4

-0,1+3,041,3 +3,041,3

-0,9

-1,0

-0,4

+5,0

+0,3

∆ S1 2017vs S1 2016

∆ S1 2017vs S1 2016

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Centrica (20 %) 7,0

Résidentiel 6,4

Ventes nettes marchés 10,9

Industriels et PME 16,9

Centrica PPA 0,0

PRODUCTION / ACHATS CONSOMMATION / VENTES

En TWh


EDISON : BILANS ÉLECTRIQUE ET GAZIER

En TWh

Thermique

8,4

Achats gros et autres

28,7

Hydraulique et renouvelables

1,6Clients

finals 5,2

Marchésde gros

et autres 19,8

Approvisionnemt

domestique 2,9

Importations LT & stocks

7,6

Production domestique

0,2

Marchés de gros et

autres 3,4

Clients résidentiels

et industriels 3,6

Thermo-électrique 3,7

IPEX 13,7

-6,5

∆ S1 2017vs S1 2016

-6,5

∆ S1 2017vs S1 2016

∆ S1 2017vs S1 2016

∆ S1 2017vs S1 2016

38,7 38,7 10,7 10,7+0,2 +0,2

+1,1

-7,4

-0,2

-6,8

+1,0

-0,7

-

+0,2

-0,6

+0,1

+0,7

-

Electricité(1) Gaz

En Mds de m3

(1) A l'exclusion des volumes de trading

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

PRODUCTION / ACHATS VENTESPRODUCTION / ACHATS VENTES

Annexes

Marchés


PRIX DE MARCHÉ SPOT : EN HAUSSE AU S1 2017

51,2 €/MWh

44,4 €/MWh

35,5 €/MWh

38,6 €/MWh51,2 €/MWh

51,3 €/MWh

43,7 €/MWh

+10,6 €/MWh(1)

+6,4 €/MWh(1)

+10,5 €/MWh(1)

+17,0 €/MWh(1)

+14,1 €/MWh(1)

+15,9 €/MWh(1)

+21,2 €/MWh(1)

1 600(2)

1 000(2) 1 800(2)

1 100(2)

3 100(2)

1 600(2)

1 600(2)

(3)

(3)

1 400(2)

(3)

Niveau

de capacités

commerciales

disponibles

(1) Variation par rapport aux prix moyens du premier semestre 2016

(2) NTC annuelles moyennes telles que calculées par RTE en janvier 2017 pour l’année 2017

(3) Mise en place du mécanisme de couplage par flow-based depuis le 21 mai 2015 pour l’ensemble CWE (France, Benelux, Allemagne)

Une hausse des prix sur le premier semestre 2017 marqué par une vague de froid qui a touché l’Europe en janvier, et un plus grand recours aux moyens thermiques à flamme et des prix des combustibles fossiles en hausse (charbon notamment)

Un couplage des marchés qui reste limité par les capacités disponibles aux frontières

Prix moyens observés sur les bourses de l’électricité durant le 1er semestre 2017 :

EPEXSPOT : France et Allemagne N2EX : Royaume-Uni OMIE : Espagne GME : Italie (Prezzo Unico Nazionale) APX : Pays-Bas BELPEX : Belgique

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

4,94,8

4,0 3,5

5,0

6,4

-1,0

3,4

6,2

5,25,7

3,2

SOLDE MENSUEL DES ÉCHANGES TRANSFRONTALIERS D’ÉLECTRICITÉ

Source : RTE

(1) Zone correspondant au couplage Flow-Based CWE mis en place en mai 2015, comprenant l’Allemagne, la Belgique, la France, le Luxembourg et les Pays-Bas

2016

2017

France exportatrice

France importatrice

Le solde des échanges transfrontaliers français s’est établi à 22,8 TWh sur le premier semestre de l’année, enregistrant une baisse de 5,8

TWh par rapport à la même période l’année dernière. Les exportations ont reculé de 4,9 TWh, en raison essentiellement d’une baisse de

4,2 TWh sur le mois de janvier 2017 et de 2,4 TWh sur le mois de juin 2017. Les importations ont augmenté de 0,9 TWh, les importations

ayant surtout été plus élevées en janvier (+1,7 TWh). Le solde vers la zone CWE a été importateur de 2,1 TWh alors qu’il était exportateur

de 0,5 TWh au premier semestre 2016. La France reste toutefois exportatrice nette vers la Suisse, l’Italie, l’Espagne et le Royaume-Uni.

En TWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Janvier MarsFévrier Avril JuinMai


ECHANGES D’ÉLECTRICITÉ AUX FRONTIÈRES FRANÇAISES

Source : RTE


(2) Zone correspondant au couplage Flow-Based CWE mis en place en mai 2015, comprenant l’Allemagne, la Belgique, la France, le Luxembourg et les Pays-Bas

S1 2016 S1 2017

En TWh(1) Janv. Fév. Mars Avr. Mai Juin Total Janv. Fév. Mars Avr. Mai Juin Total

CWE(2)

exportations 0,7 0,6 0,5 1,2 1,9 2,5 7,4 0,3 0,3 0,9 1,0 1,6 1,0 5,1

importations 1,7 1,6 1,6 1,0 0,6 0,4 7,0 1,7 1,4 1,5 0,6 0,8 1,3 7,3

solde -1,0 -1,0 -1,1 0,2 1,3 2,1 0,5 -1,5 -1,1 -0,6 0,4 0,9 -0,3 -2,1

Royaume-

Uni

exportations 1,4 1,4 1,5 1,1 1,5 1,3 8,2 0,1 0,6 1,4 1,4 1,4 1,1 6,0

importations 0,2 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,5 0,6 0,2 0,1 0,1 0,2 0,2 1,3

solde 1,1 1,3 1,5 1,1 1,4 1,2 7,7 -0,4 0,4 1,3 1,3 1,2 0,9 4,7

Espagne

exportations 1,0 1,0 0,8 0,6 1,0 1,3 5,7 0,7 1,1 2,0 1,7 2,0 1,5 8,9

importations 0,6 0,6 0,5 1,0 0,4 0,1 3,1 1,0 0,7 0,3 0,2 0,1 0,1 2,3

solde 0,4 0,4 0,3 -0,4 0,6 1,2 2,5 -0,3 0,4 1,7 1,5 1,9 1,4 6,5

Italie

exportations 2,1 2,1 1,9 1,7 1,5 1,4 10,7 1,0 1,8 2,0 1,5 1,5 1,5 9,4

importations 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,2 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,4

solde 2,1 2,1 1,9 1,6 1,5 1,4 10,6 0,7 1,8 2,0 1,5 1,5 1,5 9,0

Suisse

exportations 2,4 2,2 1,9 1,6 1,1 1,4 10,7 1,3 2,1 2,2 1,3 1,0 0,5 8,4

importations 0,2 0,2 0,4 0,7 0,9 0,9 3,3 0,8 0,2 0,4 0,7 0,7 0,7 3,6

solde 2,2 2,0 1,5 0,9 0,2 0,5 7,6 0,6 1,9 1,8 0,5 0,3 -0,2 4,8

TOTAL

exportations 7,6 7,2 6,7 6,2 7,0 7,9 42,7 3,4 6,0 8,6 6,9 7,5 5,5 37,8

importations 2,7 2,5 2,6 2,7 2,0 1,6 14,1 4,4 2,5 2,3 1,7 1,8 2,3 15,0

Solde 4,9 4,8 4,0 3,5 5,0 6,4 28,6 -1,0 3,4 6,2 5,2 5,7 3,2 22,8

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

Electricité - contrat annuel base France (EEX) Electricité - contrat annuel base Allemagne (EEX)

Electricité - contrat 1-April Annual Ahead base UK en €/MWh Electricité - contrat annuel base Italie (EDF Trading)

PRIX À TERME DE L’ÉLECTRICITÉ FRANCE, R-U, ITALIEET ALLEMAGNE (N+1) DU 01/07/2015 AU 30/06/2017

En €/MWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PRIX À TERME DE L’ÉLECTRICITÉ FRANCE, R-U, ITALIEET ALLEMAGNE (N+2) DU 01/07/2015 AU 30/06/2017

En €/MWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

10

20

30

40

50

60

70

Electricité - contrat annuel base France (EEX) Electricité - contrat annuel base Allemagne (EEX)

Electricité - contrat 1-April Annual Ahead base UK en €/MWh Electricité - contrat annuel base Italie (IPEX)


-10

0

10

20

30

40

50

Spread spot Spread à terme

SPREAD FRANCE / ALLEMAGNE BASE DU 01/07/2015 AU 30/06/2017

Spread journalier en €/MWh sur 5 jours glissants

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


0

20

40

60

80

100

120

140

juillet août septembre octobre novembre décembre janvier février mars avril mai juin

Juillet 2015 - Juin 2016 Juillet 2016 - Juin 2017

FRANCE : PRIX DE MARCHÉ SPOT EN BASE DE L’ÉLECTRICITÉ

Source : EPEX

Au S1 2017, le prix spot moyen en base à 44,4 €/MWh, est en hausse de 17,0 €/MWh par rapport à la même période l’année dernière. La demande relativement stable (+0,4 GW) masque une évolution très contrastée selon les mois. La hausse des prix est essentiellement tirée par un prix au mois de janvier particulièrement élevé à 78,0 €/MWh et par la hausse des prix des combustibles fossiles (charbon notamment). Le prix spot en base a ensuite baissé d’avril à juin.

Base min juillet 2015 – juin 2016 = 7,3 €/MWh

Base max juillet 2015 – juin 2016 = 64,7 €/MWh

Base max juillet 2016 – juin 2017 = 125,7 €/MWh

Base min juillet 2016 – juin 2017 = 15,2 €/MWh

Moyenne journalière en €/MWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200



FRANCE : PRIX DE MARCHÉ SPOT EN POINTE DE L’ÉLECTRICITÉ

Source : EPEX

Moyenne journalière en €/MWh

Au S1 2017, le prix spot moyen en pointe à 52,2 €/MWh, est en hausse de 18,5 €/MWh par rapport à la même période l’année dernière.

Pointe max juillet 2015 – juin 2016= 77,5 €/MWh

Pointe min juillet 2015 – juin 2016= 8,1 €/MWh

Pointe min juillet 2016 – juin 2017 = 18,7 €/MWh

Pointe max juillet 2016 – juin 2017= 189,2 €/MWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


30

40

50

60

70

80

PRIX DU CHARBON (N+1) DU 01/07/2015 AU 30/06/2017

En $/t

Le prix du charbon pour livraison en Europe en 2018 s’est établi en moyenne à 66,3 $/t, en hausse de 51 % (+22,4 $/t) par rapport

au premier semestre 2016. Cette reprise des prix du charbon est due d’une part à la hausse des prix du pétrole, qui rend le

transport et l’extraction de charbon plus onéreux, et d’autre part à la volonté de la Chine de réduire sa production en fermant les

mines non rentables. Le prix du charbon pour livraison en Europe en 2018 a clôturé le semestre à 70,2 $/t, en hausse de 14,6 $/t

par rapport à fin juin 2016.

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


20

30

40

50

60

70

PRIX DU BRENT(1) DU 01/07/2015 AU 30/06/2017

(1) Prix du Brent spot (M+1)

En $/bbl

Le prix du pétrole s’est établi en moyenne à 52,7 $/bbl, en hausse de 28 % par rapport au S1 2016. Les prix ont évolué au gré

des multiples réunions des pays membres de l’OPEP et de la Russie, afin de trouver un accord permettant de limiter la

production et de résorber la surcapacité. La fragilité de l’accord et l’augmentation des stocks ont limité la hausse des prix. Le prix

du baril a clôturé le premier semestre 2017 à 47,9 $/bbl.

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


PRIX DU GAZ(1) (N+1) DU 01/07/2015 AU 30/06/2017

(1) Prix du gaz France PEG Nord

Au S1 2017, le contrat annuel de gaz naturel s’est établi en moyenne à 17,2 €/MWh, en hausse de 18 % (+2,6 €/MWh) par

rapport au S1 2016, en raison de la reprise des cours du pétrole en 2017, les contrats long terme étant indexés pour partie sur

les prix du pétrole. D’autre part, le niveau des prix en 2016 était relativement bas. Le contrat Gas Year a terminé le semestre à

15,9 €/MWh, suivant la tendance baissière du marché pétrolier, et ce, malgré des tensions observées en juin entre le Qatar et

ses voisins dans l'approvisionnement de GNL.

En €/MWh

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

10

12

14

16

18

20

22

24

Changement d'année gazière


3

4

5

6

7

8

9

PRIX DU CO2 (N+1) DU 01/07/2015 AU 30/06/2017

Le prix du certificat d’émission pour livraison en décembre 2018 a clôturé le semestre à 5,1 €/t, en hausse de 0,6 €/t par rapport

à la fin du S1 2016. En mars, le Conseil de l’Union Européenne a adopté une position commune sur la réforme de la réserve de

capacité (Market Stability Reserve) à partir de 2024. Les négociations entre les institutions européennes (Commission,

Parlement et Conseil) sur la proposition de directive ont débuté, mais n’ont pas abouti à fin juin.

En €/t

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


CLEAN DARK SPREAD(1) AU ROYAUME-UNI (DAY AHEAD)

(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

+ Prix de l’électricité

Market spread = – Prix API 2 x estimation marché de la quantité de charbon / MWh d’électricité

– (Prix EUA + Prix taxe gouvernementale) x estimation marchédes émissions CO2 / MWh d’électricité

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

0

5

10

15

20

25

30

35

En £/MWh


143,8

106,6

144,1

105,1

T1 T2

Electricité(1)

176,6

84,3

186,0

80,2

T1 T2

FRANCE : CONSOMMATION ÉLECTRIQUE ET GAZ

(1) Source 2016 et 2017 : aperçu RTE de mai 2017 (chiffres provisoires)

(2) Source : Base Pégase, Direction générale de l'énergie et de matières premières (DGEMP), Ministère de l'écologie, de l'energie, du développement durable et de la mer

Mai et juin 2017 : publications GRT gaz et TIGF

En TWh

Légère baisse de la consommation électrique (-0,6 % vs S1 2016) en France, principalement en raison des évolutions relatives des températures et du caractère bissextile de l’année 2016

Augmentation de la demande en gaz (+2 % vs S1 2016), principalement due à un mois de janvier plus froid (augmentation de la demande en chauffage et sollicitation accrue des centrales à gaz dans un contexte d’équilibre offre/demande plus tendu)

Gaz(2)2016

2017

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ROYAUME-UNI : CONSOMMATION ÉLECTRIQUE ET GAZ

Source : BEIS (Données historiques révisées trimestriellement)

En TWh

Consommation d'électricité inférieure à celle de 2016, en raison de la baisse de la consommation dans la plupart des secteurs

Consommation de gaz naturel en baisse vs 2016 grâce à des températures plus douces au T1 2017. La température moyenne était plus élevée de 0,6 degrés sur T1 2017 par rapport au T1 2016

82,7

70,9

80,7

66,9

T1 T2

195,7

95,9

187,4

86,9

T1 T2

Electricité Gaz2016

2017

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


ITALIE : CONSOMMATION ÉLECTRIQUE ET GAZ

(1) Source : données Terna retraitées par Edison

(2) Source : Ministère du Développement Economique (MSE), données Snam Rete Gas retraitées par Edison sur la base 1 bcm = 10,76 TWh

En TWh

Consommation électrique en hausse de +1,4 % par rapport au S1 2016 en raison de températures extrêmes en janvier et en juin

Demande intérieure de gaz naturel en progression

de 9,7 % en raison de la hausse de la consommation industrielle et résidentielle, appelant une production des centrales thermiques à gaz accrue vs une moindre production hydraulique

253,7

130,7

275,6

145,9

T1 T2

Electricité(1) Gaz(2)2016

2017

78,5

73,9

79,0

75,6

T1 T2

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


1

5

9

13

17

21


Températures moyennes réalisées Juillet 2015 - Juin 2016

Températures moyennes réalisées Juillet 2016 - Juin 2017

Températures moyennes normales

TEMPÉRATURES MENSUELLES MOYENNES(1) EN FRANCE

Source : Météo France

(1) Données basées sur un panier de 32 villes

En °C

En moyenne sur le 1er semestre, les températures 2017 ont été supérieures de près d'1°C à celles de 2016 et de 0,4°C aux normales. Au sein du semestre cependant, les écarts sont beaucoup plus contrastés, avec une vague de froid en janvier et des températures particulièrement élevées en juin

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés


2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

Juillet Aout Septembre Octobre Novembre Décembre Janvier Février Mars Avril Mai Juin


TEMPÉRATURES MENSUELLES MOYENNES À LONDRES(1)

Source : Météo France

(1) Représentatif des activités d’EDF Energy

En °C

Comptes consolidés

Financement

et trésorerie

Stratégie

et investissements

Données



Marchés

Annexes

Documents

Annexes - EDF France · (1) Jusqu’au 31 mars 2017, 100 % de la quote-part de résultat de RTE, via CTE (holding détenant 100 % des titres RTE). À compter du 31 mars 2017, date