COMMUNIQUE DE PRESSE
29 juillet 2016
 
 
 

Résultats semestriels 2016 stables

Allongement à 50 ans de la durée d'amortissement du parc 900 MW [1]

Très bonne performance des énergies renouvelables

Objectifs financiers 2016 maintenus

  • EBITDA  : 8,9 Mds€, quasi stable (-0,7 % de variation organique) dans des conditions de marché difficiles en France et au Royaume-Uni
  • Résultat net courant [2]  : 3,0 Mds€, +1,4 %
  • +0,3 Md€ d'effet positif de l'allongement à 50 ans de la durée d'amortissement du palier REP [3] 900 MW 1
  • Résultat net part du Groupe  : 2,1 Mds€, -17,2 %, en lien essentiellement avec des dépréciations d'actifs
  • Production nucléaire  :
    • France : 205,2 TWh, baisse de 2,5 % due notamment à des contrôles supplémentaires entraînant la prolongation de certains arrêts programmés
    • Royaume-Uni : 30,9 TWh, hausse de 1,8 %, bonne performance opérationnelle
  • Energies renouvelables :
  • Plus de 6 TWh produits par EDF Énergies Nouvelles, +16 %
  • 1,6 GW de capacités en construction
  • Ratio d'endettement financier [4] net / EBITDA  : 2,1x stable vs 31/12/2015

Perspectives

Comme annoncé le 19 juillet 2016, le Groupe maintient ses objectifs financiers pour 2016 en tenant compte notamment de la régularisation tarifaire attendue et de la révision de la perspective de production nucléaire en lien avec les prolongations d'arrêts désormais prévues pour réaliser des contrôles supplémentaires :

  • EBITDA  : 16,3 – 16,8 milliards d'euros
  • Ratio d'endettement financier net/ EBITDA  : entre 2x et 2,5x
  • Taux de distribution du résultat net courant [5]  : 55 % à 65 %

L'ambition d'un cash flow positif en 2018 après dividendes, hors Linky, nouveaux développements et cessions d'actifs est maintenue.

Le Conseil d'administration d'EDF, réuni le 28 juillet 2016 sous la présidence de Jean-Bernard Lévy, a arrêté les comptes consolidés résumés du semestre clos le 30 juin 2016.

Jean-Bernard Lévy, Président-Directeur Général d'EDF a déclaré :
« Dans un contexte de concurrence accrue et dans un environnement marqué ces derniers mois par une baisse notable des prix de vente de l'électricité sur le marché de gros, le Groupe affiche des résultats opérationnels de bonne tenue et confirme ses objectifs financiers pour 2016. Grâce à l'engagement des équipes, près de 75 % des clients précédemment aux tarifs régulés Vert et Jaune ont choisi EDF, qui demeure ainsi le premier fournisseur d'électricité pour l'ensemble des entreprises et des collectivités en France. EDF enregistre aussi ce semestre une très bonne progression dans le domaine des énergies renouvelables, conformément à la stratégie CAP 2030 du Groupe : la production d'EDF EN en TWh est en hausse de 16% par rapport à la même période en 2015, tandis que la production hydraulique française augmente de 6,5 %. Ces résultats solides confirment ainsi le leadership d'EDF dans les énergies renouvelables en Europe. »

Évolution des résultats semestriels du groupe EDF

En millions d'euros S1 2015 S1 2016 Variation
(%)
Variation organique
(%)
Chiffre d'affaires 38 873 36 659 -5,7 -4,6
EBITDA 9 147 8 944 -2,2 -0,7
EBIT 4 536 4 512 -0,5  
Résultat net part du Groupe 2 514 2 081 -17,2  
Résultat net courant 2 928 2 968 +1,4  

Évolution de l'EBITDA semestriel du groupe EDF

En millions d'euros S1 2015 S1 2016 Variation organique (%)
France 6 359 6 181 -2,8
Royaume-Uni 1 312 1 118 -8,9
Italie 246 328 +36,2
Autre International 352 363 +11,6
Autres métiers 878 954 +12,0
Total Groupe 9 147 8 944 -0,7

Dans un contexte d'intensification continue de la concurrence et de forte baisse des prix de marché, notamment en début d'année 2016, le Groupe affiche des résultats opérationnels quasi stables pour ce premier semestre, en particulier grâce à la bonne performance de ses activités régulées et énergies renouvelables.

Le groupe EDF poursuit ses réductions de coûts. Les dépenses opérationnelles sont en baisse organique de 1,6 % par rapport au premier semestre 2015. Cette évolution conforte le plan d'actions présenté le 22 avril au Conseil d'administration qui prévoit une réduction des charges opérationnelles d'au moins 1 milliard d'euros en 2019 par rapport à 2015.

L'EBITDA du Groupe s'élève à 8 944 millions d'euros, en baisse de 2,2 % et en évolution organique quasi stable
(-0,7 %) par rapport au premier semestre 2015.

En France, l'EBITDA est en diminution organique de 2,8 %, pénalisé principalement par l'effet cumulé du recul des prix de marché de l'électricité et de la fin des tarifs réglementés Jaune et Vert le 31 décembre 2015.

Au Royaume-Uni, l'EBITDA est en baisse organique de 8,9 % par rapport au premier semestre 2015, en raison d'un environnement de marché difficile, mais est soutenu par une bonne performance opérationnelle du parc nucléaire.

En Italie, l'EBITDA affiche une croissance organique de 36,2 % grâce à la restauration des marges liée aux renégociations du contrat gaz libyen.

L'EBITDA du segment Autre International est en hausse organique de 11,6 %, soutenu notamment par la croissance de la production dans la plupart des pays.

Dans le segment Autres métiers, l'EBITDA augmente de 12 % en organique, principalement grâce à la croissance de l'activité d'EDF Énergies Nouvelles.

Le résultat net courant s'établit à 2 968 millions d'euros au premier semestre 2016, en hausse de 1,4 % par rapport au premier semestre 2015, avec un effet positif de 310 millions lié à l'allongement à 50 ans de la durée d'amortissement du palier REP 900 MW [6] en France.
Le résultat net part du Groupe s'élève à 2 081 millions d'euros au premier semestre 2016, en baisse
de 433 millions d'euros par rapport au premier semestre 2015, soit -17,2 %, principalement sous l'effet de dépréciations d'actifs.

Durant le premier semestre 2016, le Groupe a poursuivi la mise en oeuvre de son plan d'optimisation des investissements. Les investissements nets s'élèvent à 5 569 millions d'euros en 2016, soit une baisse de 876 millions d'euros par rapport au premier semestre 2015.

Le cash flow opérationnel s'établit à 7 959 millions d'euros sur le premier semestre 2016 contre 6 738 millions d'euros sur le premier semestre 2015, soit une progression de 1 221 millions d'euros (+18,1 %). Cette variation résulte notamment du remboursement en 2016 d'acomptes d'impôt sur les résultats payés en 2015, et de la baisse des frais financiers décaissés. Le cash flow après investissements est en amélioration significative et s'établit à 670 millions d'euros grâce à l'optimisation des investissements et malgré une augmentation du besoin en fonds de roulement.
Le cash flow Groupe [7] est positif de 107 millions d'euros. Il tient compte du paiement en actions de la majeure partie du solde du dividende au titre de l'exercice 2015.

  31/12/2015 30/06/2016
Endettement financier net (en milliards d'euros) 37,4 36,2
Endettement financier net / EBITDA 2,1x 2,1x

L'endettement financier net du Groupe est de 36,2 milliards d'euros au 30 juin 2016. Il était
de 37,4 milliards d'euros au 31 décembre 2015. Cette diminution de 1 187 millions d'euros s'explique principalement par un cash flow Groupe positif (+107 millions d'euros) et un effet change favorable
(+ 1 036 millions d'euros) lié à la baisse du taux de change de la livre sterling.

Le ratio d'endettement financier net / EBITDA s'élève à 2,1x au 30 juin 2016, stable par rapport au 31 décembre 2015 et dans la fourchette de 2x à 2,5x que s'est fixée le Groupe pour l'exercice 2016.

Allongement à 50 ans de la durée d'amortissement du palier REP 900 MW hors Fessenheim en France

Sur le premier semestre 2016, toutes les conditions techniques, économiques et de gouvernance nécessaires permettant de mettre en adéquation la durée d'amortissement du parc nucléaire France avec la stratégie industrielle du Groupe sont réunies. Les comptes consolidés au 30 juin 2016 arrêtés par le Conseil d'administration du 28 juillet 2016 intègrent ainsi l'allongement de 40 ans à 50 ans de la durée d'amortissement des centrales du palier REP 900 MW hors Fessenheim au 1 er janvier 2016 sans préjuger des décisions d'autorisation de poursuite d'exploitation qui seront données tranche par tranche par l'Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN) après chaque visite décennale.
Cette modification de la durée d'amortissement s'inscrit dans le cadre de la stratégie industrielle du Groupe de prolonger au-delà de 40 ans la durée d'exploitation du parc en France. Elle s'appuie sur la capacité technique des installations à fonctionner 50 ans au moins, confortée par les benchmarks internationaux, ainsi que sur les investissements progressivement engagés dans le cadre du programme Grand Carénage. Ces investissements permettront au palier REP 900 MW d'atteindre un niveau de sûreté aussi proche que possible de celui de l'EPR et parmi les plus élevés au plan international à l'issue de leur 4 ème visite décennale (VD4). Le contenu des VD4 est en phase de convergence progressive sur les thèmes retenus et les engagements pris par l'entreprise comme l'indique la réponse de l'ASN au dossier d'orientation du réexamen adressé à EDF en avril 2016. EDF prend également en compte les demandes complémentaires de l'ASN en terme d'études, de contrôles et de travaux.
Par ailleurs la prolongation de la durée d'exploitation des tranches 900 MW est compatible avec les objectifs du projet de PPE du 1 er juillet 2016.

L'allongement de la durée d'amortissement du palier REP 900 MW hors Fessenheim a pour effet, dans le compte de résultat, de réduire les charges d'amortissement des actifs et de désactualisation des provisions à hauteur de 0,5 milliard d'euros au 30 juin 2016, avec une réduction estimée à 1 milliard d'euros pour la totalité de l'année 2016. L'impact sur le résultat net courant est de +0,3 milliard d'euros au 30 juin 2016 et estimé à +0,6 milliard d'euros pour 2016.
Les impacts enregistrés au bilan correspondent à une diminution des provisions nucléaires de 2,1 milliards d'euros au 1 er janvier 2016 – dont 1,7 milliard dans le périmètre des actifs dédiés – du fait du décalage des échéanciers.
En conséquence, le taux de couverture des actifs dédiés atteint 105,2 % au 30 juin 2016.
La durée d'amortissement des autres paliers du parc nucléaire France (1 300 MW et 1 450 MW), qui sont beaucoup plus récents, est, à ce stade, maintenue à 40 ans, les conditions pour un allongement n'étant pas réunies. L'allongement ultérieur de ces autres paliers reste dans la stratégie industrielle du Groupe, qui sera déclinée en lien avec les orientations de politique énergétique.


Principaux résultats du Groupe par segment

France : performance marquée par l'effet de la baisse des prix de marché
et la fin des tarifs réglementés de vente Jaune et Vert

  S1 2015 S1 2016 Variation organique (%)
Chiffre d'affaires 20 791 20 381 -2,0
EBITDA 6 359 6 181 -2,8
Dont EBITDA production et commercialisation (non régulé) 3 885 3 450  -11,2
Dont EBITDA réseaux de distribution 2 085 2 200 +5,5
Dont EBITDA activités insulaires 389 531  +36,5

En France, le chiffre d'affaires s'élève à 20 381 millions d'euros, en baisse organique de 2 % par rapport au premier semestre 2015. L'EBITDA est en baisse organique de 2,8 %, à 6 181 millions d'euros.

Dans les activités de production et commercialisation (non régulé), l'EBITDA est en recul organique de 11,2 %.
Dans un environnement de prix de marché en baisse marquée, notamment en début d'année, l'EBITDA a été pénalisé par la hausse des volumes vendus à des conditions de prix moins favorables. Cette augmentation est due notamment à l'absence de volumes souscrits à l'ARENH ainsi qu'aux conséquences de la fin des tarifs Jaune et Vert sur les volumes de vente et les prix.

La production nucléaire s'établit à 205,2 TWh, en recul de 5,2 TWh par rapport au premier semestre 2015 sous l'effet de températures douces et de la prolongation de certains arrêts programmés liée à la réalisation de contrôles supplémentaires. Ces facteurs pénalisants ont été atténués par de bonnes performances industrielles et de sûreté, avec notamment un faible volume d'arrêts fortuits et un nombre historiquement bas d'arrêts automatiques réacteurs. L'évolution de la production nucléaire a un impact de -161 millions d'euros sur l'EBITDA du premier semestre 2016 par rapport à la même période de 2015.
Sur la base de la production nucléaire à fin juin et des prolongations d'arrêts désormais prévues au second semestre, le Groupe a revu son objectif de production nucléaire pour l'année 2016 de 408 – 412 TWh à
395 – 400 TWh [8] .

Parallèlement, la production hydraulique s'élève à 25,5 TWh [9] , en hausse de 1,5 TWh par rapport au 1 er semestre 2015, soutenue par l'amélioration significative des conditions d'hydraulicité, correspondant à un impact positif de +40 millions d'euros par rapport au premier semestre 2015.

Sur la période, l'EBITDA bénéficie par ailleurs de la hausse des tarifs intervenue au 1 er août 2015, à hauteur de +185 millions d'euros pour la part énergie.

Dans les activités de réseaux de distribution, l'EBITDA progresse de 5,5 % en organique. Les activités ont bénéficié de la hausse de 0,4 % du TURPE au 1 er août 2015 ainsi que d'un moindre coût des achats de pertes en lien avec la baisse des prix de marché.

Sur l'ensemble du segment France, les charges opérationnelles s'inscrivent en légère baisse, notamment grâce au plan de réduction des dépenses lancé en 2015 et renforcé au premier semestre 2016. Cette réduction des Opex est particulièrement marquée dans le domaine de la commercialisation avec l'adaptation de la structure de coûts aux conditions concurrentielles, ainsi que dans le domaine de la production thermique du fait de la moindre sollicitation du parc.


Royaume-Uni : environnement concurrentiel et conditions de marché difficiles,
en partie compensés par une bonne production nucléaire

En millions d'euros S1 2015 S1 2016 Variation organique (%)
Chiffre d'affaires 6 030 (1) 4 985 -11,4
EBITDA 1 312 1 118 -8,9
  1. Les transactions d'EDF Énergie sur les marchés de gros d'électricité, hors activités de trading dont la position nette était vendeuse au 30 juin 2015, ont été reclassées des achats d'énergies en chiffre d'affaires pour un montant de 477 millions d'euros

Au Royaume-Uni, le chiffre d'affaires s'élève à 4 985 millions d'euros, en baisse organique de 11,4 % par rapport à 2015. L'EBITDA s'élève à 1 118 millions d'euros, en baisse de 194 millions d'euros, soit -8,9 % en organique après déduction de 77 millions d'euros d'effet change défavorable.

Cette évolution reflète la baisse des prix de l'électricité réalisés, partiellement compensée par une performance opérationnelle du parc nucléaire encore améliorée. La production nucléaire du premier semestre 2016 s'élève à 30,9 TWh, en hausse de 0,5 TWh (soit +1,8 %) par rapport au premier semestre 2015.

L'activité commerciale B2C a été marquée par une diminution des volumes d'électricité vendus aux clients finals, liée à la réduction du nombre de comptes clients dans un contexte de concurrence accrue, ainsi que par la baisse des tarifs.

Par ailleurs, l'EBITDA a été soutenu par la baisse organique des Opex reflétant les efforts engagés par EDF Energy sur l'ensemble de ses activités.


Italie : restauration des marges de commercialisation gaz
suite à l'issue positive des renégociations de contrat d'approvisionnement

En millions d'euros S1 2015 S1 2016 Variation organique (%)
Chiffre d'affaires 5 811 5 551 -4,2
EBITDA 246 328 +36,2

En Italie, le chiffre d'affaires du premier semestre 2016 s'élève à 5 551 millions d'euros, en baisse organique de 4,2 % par rapport au premier semestre 2015. L'EBITDA ressort en hausse organique de 36,2 %, à 328 millions d'euros.

Malgré l'effet de la chute des cours du Brent sur les activités d'E&P, l'EBITDA des activités Hydrocarbures ressort en forte hausse organique. Cette évolution reflète la restauration sur ce premier semestre des marges de commercialisation gaz, à l'issue de l'arbitrage sur le contrat gaz libyen fin 2015 et suite à la révision de la formule de prix conclue avec ENI en juin 2016.

Dans les activités Electricité, l'EBITDA est pénalisé par la baisse de la production hydraulique, en particulier au premier trimestre de l'année, par la poursuite de la baisse des prix moyens de vente d'électricité ainsi que par le recul des marges des centrales thermiques.


Autre International : bonne performance opérationnelle sur toutes les zones

En millions d'euros S1 2015 S1 2016 Variation organique (%)
Chiffre d'affaires 2 923 2 622 -6,6
EBITDA 352 363 +11,6

Le chiffre d'affaires du segment Autre International s'élève à 2 622 millions d'euros, en baisse organique de 6,6 % par rapport au premier semestre 2015. L'EBITDA est en hausse organique de 11,6 %, à 363 millions d'euros.

En Belgique, l'EBITDA est en hausse organique de 22,7 % grâce à la bonne performance de la production nucléaire suite au redémarrage des réacteurs de Doel 3 et Tihange 2. EDF Luminus conforte sa position de premier acteur de l'éolien terrestre en Belgique, avec une production en hausse de 42 % par rapport au premier semestre 2015. L'EBITDA bénéficie également du bon niveau d'activité liée aux services systèmes.

En Pologne [10] , l'EBITDA s'élève à 127 millions d'euros en hausse organique de 19,8 % par rapport au premier semestre 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 d'un climat plus favorable qu'en 2015 et de l'amélioration de la disponibilité des actifs, dont les travaux de modernisation sont en phase d'achèvement. L'EBITDA de la Pologne a également bénéficié de l'augmentation des tarifs de vente de chaleur et des prix d'électricité réalisés.

Le Brésil participe à la croissance de l'EBITDA du segment avec une évolution organique de +52 millions d'euros grâce à l'effet positif de la révision annuelle du tarif du contrat de vente d'électricité (PPA) de Norte Fluminense, et des conditions favorables d'achats spot pendant les périodes de maintenance.

En Asie, l'EBITDA est en baisse suite à la fin de la concession de Figlec en Chine depuis septembre 2015.


Autres métiers: forte croissance d'EDF É nergies Nouvelles

En millions d'euros S1 2015 S1 2016 Variation organique (%)
Chiffre d'affaires 3 318 3 120 -7,3
EBITDA 878 954 +12,0

Le chiffre d'affaires du segment Autres métiers s'élève à 3 120 millions d'euros, en baisse organique de 7,3 % par rapport au premier semestre 2015. L'EBITDA progresse de 12 % en organique, à 954 millions d'euros.

EDF Énergies Nouvelles contribue à hauteur de 554 millions d'euros à l'EBITDA du Groupe, en hausse organique de 48,3 % par rapport au premier semestre 2015. Cette évolution reflète la concentration de l'activité Développement-Vente des Actifs Structurés sur ce premier semestre, soutenue notamment par la rationalisation du portefeuille en Europe, ainsi que l'impact positif du nouveau partenariat avec Enbridge dans les projets éoliens offshore en France. L'EBITDA d'EDF Énergies Nouvelles bénéficie également d'une hausse de production liée aux capacités mises en service au second semestre 2015.

L'EBITDA de Dalkia s'établit à 135 millions d'euros, en recul organique de 9 millions d'euros (-6,7 %), du fait notamment d'effets prix défavorables et d'un climat plus doux qu'au premier semestre 2015.

L'EBITDA d'EDF Trading s'élève à 188 millions, en baisse organique de 89 millions d'euros (-28,6 %) par rapport au premier semestre 2015. Cette évolution reflète, d'une part, le transfert de la gestion de l'électricité sous Obligation d'Achat vers le segment France (sans impact au niveau Groupe) et, d'autre part, les conditions de marché défavorables.


Principaux faits marquants postérieurs
à la communication du premier trimestre 2016

Hinkley Point C : le Conseil d'administration d'EDF approuve la décision finale d'investissement

Le Conseil d'administration d'EDF réuni le 28 juillet 2016 a pris la décision finale d'investissement  et donné à son Président l'autorisation d'en assurer la pleine exécution dans le cadre du processus de signatures de tous les contrats et accords  nécessaires pour construire les deux réacteurs nucléaires d'Hinkley Point C (HPC) dans le Somerset, au sud-ouest de l'Angleterre.
Suite à cette décision, les conditions sont réunies pour permettre à EDF de signer les contrats avec le Gouvernement Britannique, son partenaire historique China General Nuclear Power Corporation (CGN), et les principaux fournisseurs du projet.
Le projet HPC représente un élément majeur de la stratégie CAP 2030 du Groupe. Les deux réacteurs EPR à Hinkley Point permettront de consolider la présence d'EDF en Grande-Bretagne, pays dans lequel sa filiale EDF Energy exploite déjà 15 réacteurs nucléaires et est le 1er fournisseur d'électricité en volume.
HPC permettra également de mobiliser à leur plus haut niveau et dès la signature des différents contrats, l'ensemble des compétences du Groupe en ingénierie nucléaire. Le premier béton du réacteur 1 de HPC, prévu mi 2019, s'inscrira ainsi dans la parfaite continuité du démarrage de l'EPR à Flamanville programmé fin 2018.
HPC représente un atout unique pour les industries française et britannique puisqu'il bénéficiera à l'ensemble des filières nucléaires des deux pays et aux emplois de grandes entreprises et PME du secteur.

Mise à jour du partenariat stratégique entre EDF et AREVA

Le 28 juillet 2016, EDF et AREVA ont signé un protocole d'accord formalisant l'état d'avancement des discussions relatives à leur projet de partenariat. Ce protocole comporte trois volets.
En premier lieu, ce protocole non engageant porte sur le projet d'acquisition par EDF du contrôle exclusif d'une nouvelle société, NEW AREVA NP (NEW ANP), dans laquelle seront transférés les actifs et activités existants d'AREVA NP portant sur la conception et la fourniture de réacteurs nucléaires et d'équipements, la conception et la fourniture d'assemblages combustible, et les services à la base installée, à l'exclusion notamment des actifs, passifs et personnels liés à la réalisation du projet d'EPR Olkiluoto 3.
Il prévoit un contrôle majoritaire de NEW ANP par EDF (au moins 51% des actions et droits de vote), la participation d'AREVA comprise entre 15 et 25 % dans le cadre d'un partenariat stratégique, et potentiellement la participation d'autres partenaires minoritaires jusqu'à 34 %.
Ce projet permet une meilleure sécurisation des activités les plus critiques du Grand Carénage pour le parc nucléaire existant en France et une amélioration de l'efficacité des prestations d'ingénierie, de gestion de projets et de certaines activités de fabrication grâce au retour d'expérience d'EDF.
Ce protocole d'accord porte en deuxième lieu sur la création d'une société dédiée, détenue à hauteur de 80 % par EDF et de 20 % par AREVA NP (puis par NEW ANP selon le cas), en charge de la conception et la construction de l'îlot nucléaire pour les projets de nouveaux réacteurs, en France et à l'étranger. Sa mise en oeuvre est planifiée pour le premier trimestre 2017, indépendamment de l'acquisition par EDF du contrôle exclusif de NEW ANP.
L'objectif poursuivi par la création de cette société est l'amélioration de la préparation et la gestion des projets et des offres de la filière française à l'export portant sur l'îlot nucléaire, grâce au développement d'offres plus compétitives et adaptées aux besoins des clients, tout en assurant la poursuite des partenariats avec les grands industriels au Japon et en Chine. Cette société s'inscrira dans un modèle exploitant/fournisseur qui a fait ses preuves dans plusieurs pays.
EDF et AREVA réaffirment également leur intention de conclure un accord stratégique et industriel global, afin notamment d'améliorer et de développer l'efficacité de leur coopération dans des domaines tels que la Recherche et Développement, la vente de nouveaux réacteurs à l'export, l'entreposage de combustibles usés et le démantèlement.
Les parties se sont accordées sur un prix indicatif de NEW ANP (valeur des fonds propres à 100% [11] ) de 2,5 milliards d'euros [12] à la date de réalisation de l'opération. Ce montant est susceptible d'une part d'être ajusté à la hausse comme à la baisse en fonction des comptes établis à la date de réalisation de l'opération, et d'autre part, de faire l'objet, en fonction de l'atteinte de certains objectifs de performance mesurés postérieurement à la date de réalisation, d'un éventuel complément de prix d'un montant pouvant atteindre au maximum 325 millions d'euros à due concurrence de la participation acquise par EDF dans NEW ANP. Ce prix correspond à un multiple d'EBITDA 2017 prévisionnel de 8x [13] .
Le protocole stipule également qu'EDF, NEW ANP et leurs sociétés affiliées seront totalement immunisés contre tous les risques et coûts liés à l'achèvement du projet Olkiluoto 3 et seront protégés des risques liés à la découverte d'anomalies dans le suivi de fabrication d'équipements produits dans les usines du Creusot, et le cas échéant de Saint Marcel et de Jeumont.
Avec une prise de participation d'EDF envisagée de 51 % à 75 %, l'ensemble des conditions financières permet de préserver les grands équilibres du Groupe.
Une phase de « due diligence » spécifique liée aux processus de fabrication sur le site du Creusot est actuellement menée, et une phase de « due diligence » complémentaire va s'engager à partir du mois d'août afin de permettre à EDF et AREVA de signer des accords engageants avant fin novembre 2016.

Avant la signature d'accords définitifs, le Groupe procèdera à la consultation de ses instances représentatives du personnel, ainsi qu'à la négociation en parallèle de la participation d'éventuels autres partenaires.
La réalisation de l'opération est envisagée avant la fin 2017, sous réserve notamment de l'approbation des autorités compétentes en matière de contrôle des concentrations.

EDF – Caisse des Dépôts et CNP Assurances : négociations exclusives pour un partenariat de long terme avec RTE

Le 28 juillet 2016, EDF, la Caisse de Dépôts et CNP Assurances sont entrés en négociations exclusives pour la mise en oeuvre d'un partenariat de long terme pour le développement de Réseau de Transport d'Electricité (RTE).
EDF, d'une part, et la Caisse des Dépôts et CNP Assurances, d'autre part, ont annoncé être entrés en négociations exclusives pour la mise en oeuvre d'un partenariat de long terme pour le développement de RTE. Ce partenariat entre des acteurs publics majeurs du financement des infrastructures en France permettrait de conforter RTE dans sa mission de service public. Il se déploierait au travers d'une prise de participation de la Caisse des Dépôts et CNP Assurances à hauteur de 49,9 % du capital de RTE sur la base d'une valorisation indicative de 8,45 milliards d'euros pour 100 % des fonds propres de RTE. 
Si elle se confirme, cette opération fera l'objet d'une procédure d'information et de consultation des instances représentatives du personnel compétentes avant la signature des accords définitifs. La réalisation effective de l'opération pourrait intervenir au premier semestre 2017, après obtention des autorisations réglementaires nécessaires.
A travers ce partenariat, EDF, la Caisse des Dépôts et CNP Assurances entendent accompagner la stratégie ambitieuse d'investissement de RTE pour l'optimisation des infrastructures de transport d'électricité, au service de la transition énergétique. Ce partenariat conforte l'ancrage public et le modèle économique et social à long terme de RTE. Une telle opération maintiendra RTE dans son statut réglementaire actuel de gestionnaire de réseau de transport indépendant au sens de la directive européenne.
Cette annonce s'inscrit dans la demande formulée auprès des présidents de RTE et d'EDF par le Ministre des Finances et des Comptes publics et le Ministre de l'Economie, de l'Industrie et du Numérique dans leur communiqué commun du 22 avril 2016.

Indemnisation liée à la fermeture de la centrale de Fessenheim : information du Conseil d'administration et précisions sur le calendrier social

Le 28 juillet 2016, le Président-Directeur général d'EDF, Jean-Bernard Lévy, a informé le Conseil d'administration de l'avancement des discussions avec l'Etat sur le projet de protocole d'indemnisation lié à la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim.
Ces discussions ont d'ores et déjà permis de définir les principes d'indemnisation qui serait fondée sur :

  • une part fixe initiale liée à l'anticipation des coûts liés à la fermeture de la centrale (dépenses de reconversion du personnel, de démantèlement, de taxe INB (Installation Nucléaire de Base) et de « post-exploitation »), 
  • une part variable donnant lieu le cas échéant à des versements ultérieurs, reflétant le manque à gagner pour EDF jusqu'en 2041. Celui-ci serait déterminé en fonction des prix de marché constatés et de la production constatée du parc du palier 900 MW d'EDF hormis Fessenheim.

Ces informations ont également été transmises au Comité Central d'Entreprise d'EDF en complément de l'information qui leur a déjà été fournie. Une réunion du CCE d'EDF se tiendra le 14 septembre en vue de recueillir l'avis du CCE sur la fermeture de la centrale de Fessenheim au terme du processus de consultation.
Pour rappel, le projet de fermeture de la centrale de Fessenheim ouvre un droit à indemnisation, comme l'a rappelé le Conseil constitutionnel dans sa décision du 13 août 2015, à l'occasion de l'examen de la constitutionnalité de la Loi de transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015.

Finalisation de l'acquisition par EDF des activités de traitement des déchets de Studsvik basées en Suède et en Grande-Bretagne

Le 28 juillet 2016, EDF a finalisé l'acquisition auprès de Studsvik de ses actifs et installations de traitement des déchets par recyclage des métaux, incinération et pyrolyse situés sur le site de Nykoping en Suède, ainsi que le centre de recyclage des métaux MRF (Metal Recycling Facility) de Workington en Grande-Bretagne.
La finalisation de cette opération s'inscrit dans le cadre de l'accord relatif aux activités de déconstruction de centrales nucléaires et de gestion des déchets radioactifs annoncé le 20 avril 2016 par EDF et Studsvik. Il fait suite à la levée des conditions suspensives, notamment l'obtention auprès des autorités compétentes des autorisations et permis nécessaires relatifs aux activités de traitement des déchets concernées.
La finalisation de l'acquisition de l'activité de traitement des déchets radioactifs de Studsvik accroît significativement les capacités industrielles de traitement d'EDF et marque une étape majeure du développement du Groupe dans le domaine de la gestion des déchets radioactifs et de la déconstruction de centrales nucléaires.

L'Etat annonce avoir choisi le consortium Azzurra (Atlantia/Aeroporti di Roma/EDF) comme acquéreur pressenti

Le gouvernement français a annoncé le 28 juillet 2016 que le consortium composé du groupe italien Atlantia et d'EDF Invest a été retenu comme acquéreur pressenti de la participation de 60% détenue par l'Etat au capital de la société Aéroports de la Côte d'Azur, gestionnaire des aéroports de Nice, Cannes-Mandelieu et Saint Tropez.
Le cessionnaire devrait être confirmé dans les mois à venir, une fois que les termes définitifs de l'opération auront été agréés.
Il est prévu d'affecter cette participation à la poche Infrastructures d'EDF Invest aux côtés notamment des participations dans TIGF, Porterbrook, Géosel et RTE.

Tarifs publics d'électricité

Dans une délibération du 13 juillet 2016, la CRE a confirmé sa proposition, annoncée préalablement le 27 juin, d'une baisse de 0,5 % des tarifs réglementés de vente d'électricité pour les clients Bleu résidentiels et de 1,5 % pour les clients Bleu non résidentiels ayant souscrit une puissance inférieure ou égale à 36 kVA.
La ministre de l'Environnement, de l'Energie et de la Mer a fait savoir le 13 juillet 2016 qu'elle ne s'opposerait pas à la proposition de la CRE et que la baisse s'appliquerait au 1 er août 2016.

La proposition de la CRE s'inscrit dans un contexte marqué par deux arrêts rendus par le Conseil d'Etat les 19 mai et 15 juin 2016, concluant :

  • au rejet sur le fond du recours en annulation du décret du 28 octobre 2014, validant de fait, la construction des tarifs par la méthode de l'empilement ;
  • à l'annulation, pour insécurité juridique, de l'arrêté du 28 juillet 2014 qui annulait la hausse de 5 % des tarifs bleus prévue par l'arrêté du 26 juillet 2013 et supposée intervenir le 1 er août 2014. Le gouvernement est enjoint de prendre, dans un délai de trois mois à compter du 15 juin 2016, un arrêté rétroactif pour la période du 1 er août 2014 au 31 octobre 2014 ;
  • à l'annulation partielle de l'arrêté du 30 octobre 2014 en raison du niveau insuffisant des tarifs Bleu résidentiels et des tarifs Vert, fixés sans intégrer la totalité du rattrapage tarifaire constaté à cette date. Le gouvernement est enjoint de prendre, dans un délai de trois mois à partir du 15 juin 2016, un arrêté rétroactif couvrant la période du 1 er novembre 2014 au 31 juillet 2015.

EDF demeurera attentif à la manière dont les arrêtés rétroactifs seront construits et mettra en oeuvre ces arrêtés à leur publication, vraisemblablement sous la forme de factures rétroactives pour les clients concernés par ces tarifs réglementés de vente.

Le groupe EDF prend position dans l'éolien en Chine, le plus grand marché d'énergies renouvelables au monde

Le 12 juillet 2016, le groupe EDF a annoncé son premier projet dans l'éolien en Chine. EDF Énergies Nouvelles, sa filiale dédiée aux énergies renouvelables, a ainsi acquis une part majoritaire de la société UPC Asia Wind Management (AWM), qui développe et construit des projets éoliens en Chine.
Suite à cette prise de participation, EDF Énergies Nouvelles détient désormais 80 % des parts de la société UPC AWM basée à Hong Kong. Les partenaires UPC China, développeur local historique et le fonds d'investissement américain Global Environment Fund (GEF) restent actionnaires de la société à hauteur de 20 %.
Ce nouveau développement en partenariat est rendu possible grâce à l'ancrage fort du groupe EDF en Chine, où il est présent depuis plus de 30 ans au travers de ses activités dans le nucléaire, le thermique, l'hydraulique et les services énergétiques.
La Chine est devenue le premier marché mondial des énergies renouvelables avec une forte croissance attendue dans les années à venir. Le gouvernement chinois a en effet pour ambition d'atteindre 200 gigawatts (GW) de capacité éolienne installée d'ici 2020, soit une augmentation de 15 GW par an en moyenne.
La Chine est un pays prioritaire pour le groupe EDF qui est le premier grand acteur énergéticien européen à prendre pied sur le marché chinois des énergies renouvelables avec des ambitions importantes.
Le Groupe accroît, à travers ce nouveau partenariat, son portefeuille éolien de plus d'1,3 GW (en développement, en construction ou en exploitation dans le pays).

Démarrage industriel du terminal méthanier de Dunkerque

Le 8 juillet 2016, le terminal méthanier de Dunkerque a accueilli son premier navire de Gaz Naturel Liquéfié (GNL) qui lui permettra de réaliser la mise en service industrielle de l'installation. Après quatre ans et demi de construction, ces derniers mois ont été consacrés aux nombreux essais hors gaz de l'installation. Durant l'été, le terminal sera testé en conditions normales de fonctionnement. Fin septembre, le terminal devrait être prêt pour le démarrage du service commercial et mis à la disposition d'EDF et Total, clients de Dunkerque LNG.

Création de la société Nachtigal Hydro Power Company

Le jeudi 7 juillet, EDF a officialisé à Yaoundé, avec l'Etat du Cameroun et le groupe Banque Mondiale, la création de la société Nachtigal Hydro Power Company, en vue du projet hydroélectrique de Nachtigal, une centrale de 420 MW. Son capital est détenu à hauteur de 40 % par EDF International, 30 % par l'Etat du Cameroun et 30 % par l'International Finance Corporation (IFC). La décision finale d'investissement est prévue en 2017.

Mise en consultation du projet de Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE)

Le 1 er juillet 2016, la ministre de l'Environnement, de l'Energie et de la Mer a transmis le projet de Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) au Conseil national de la transition écologique, au Comité d'experts pour la transition énergétique et à l'Autorité environnementale. A l'issue de la phase de consultation, la PPE sera approuvée par décret. La PPE vise à décliner de façon opérationnelle les orientations de la politique énergétique fixées par la loi de transition énergétique pour la croissance verte.

Résultat de l'option pour le paiement du solde du dividende en actions au titre de l'exercice 2015

Le 28 juin 2016, EDF a annoncé que l'option pour le paiement du solde du dividende en actions au titre de l'exercice 2015 avait largement retenu l'intérêt des actionnaires d'EDF : 92,22 % des droits ont été exercés (hors dividende majoré) en faveur d'un paiement en actions à l'issue de la période d'option, ouverte du 6 juin 2016 au 20 juin 2016 inclus.
Le prix de l'action nouvelle remise en paiement du dividende a été fixé à 10,08 euros, égal à 90 % de la moyenne des premiers cours cotés sur le marché règlementé Euronext Paris lors des vingt séances de bourse précédant le 12 mai 2016, jour de l'Assemblée Générale Mixte diminuée du montant du solde du dividende et arrondi au centième d'euro supérieur.
Cette opération a entraîné la création de 93 112 364 actions nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 4,62 % du capital), dont la livraison et l'admission aux négociations sur le marché Euronext Paris sont intervenues à compter du 30 juin 2016. Le montant de la soulte en espèces à verser aux actionnaires qui ont fait le choix du paiement du solde en titres s'est élevé à environ 0,7 million d'euros.

Protocole d'accord portant sur la collaboration dans le domaine de l'énergie nucléaire entre Mitsubishi Heavy Industries et EDF

Le 28 juin 2016, Shunichi Miyanaga, Président-Directeur Général de MHI et Jean-Bernard Lévy, Président-Directeur Général d'EDF, ont signé un protocole d'accord visant à renforcer les liens entre les industries nucléaires française et japonaise, reconnaissant l'intérêt stratégique d'associer dans certains domaines de l'énergie nucléaire civile les atouts d'EDF et de MHI. EDF et MHI ont en particulier convenu de renforcer leur partenariat stratégique dans les domaines suivants :

  • une évolution du cadre de la coopération concernant la co-entreprise ATMEA, en y incluant l'implication d'EDF dans les opérations commerciales en soutien d'ATMEA ;
  • le support mutuel pour assurer le bon déroulement des projets ATMEA 1, en particulier en Turquie et au Vietnam ;
  • la participation potentielle de MHI, au titre de partenaire stratégique, dans la réorganisation du secteur nucléaire français, à travers l'acquisition d'une participation minoritaire dans le capital d'AREVA NP ;
  • d'autres collaborations potentielles s'appuyant sur leurs technologies et expertises respectives au niveau du marché mondial.

Mise en service de l'Ensemble Eolien Catalan, le plus puissant parc éolien en France

Le 24 juin 2016, le groupe EDF a annoncé la mise en service de l'Ensemble Eolien Catalan, un parc de 96 MW de puissance installée, situé en Languedoc-Roussillon-Midi-Pyrénées. L'installation est équipée d'éoliennes « furtives », la première solution au monde favorisant la coexistence entre l'éolien et les radars météorologiques.
L'Ensemble Eolien Catalan est implanté dans le département des Pyrénées-Orientales, sur les communes de Baixas, Calce, Pézilla-la-Rivière et Villeneuve-la-Rivière. Développé, construit, mis en service et exploité par EDF Énergies Nouvelles, la filiale du groupe EDF dédiée aux énergies renouvelables, le parc est composé de 35 turbines de 2 à 3 MW de puissance unitaire.
Avec une puissance installée de 96 MW, l'Ensemble Eolien Catalan devient le plus puissant parc éolien de France devant celui de Salles-Curan (87 MW), mis en service par EDF Énergies Nouvelles en 2008. Sa production est équivalente à la consommation électrique annuelle de 120 000 habitants, soit 25 % des habitants du département.
Avec la mise en service de ce nouveau parc, le Groupe exploite une puissance supérieure à 1,1 GW d'éolien en France et 51 % des capacités éoliennes installées dans la Région.

EDF et GE inaugurent la centrale Cycle Combiné au Gaz naturel de Bouchain

Le 17 juin 2016, EDF et General Electric (GE) ont inauguré à Bouchain (Nord), la première centrale à cycle combiné gaz naturel (CCG) équipée de la turbine 9HA, en présence de Jean-Bernard Lévy, Président-Directeur Général d'EDF, et de Steve Bolze, Président-Directeur Général de GE Power.
Capable de délivrer une puissance maximale de 605 MW, la turbine 9HA, développée et produite par GE, est la turbine la plus performante au monde. Au cours des essais de démarrage, la centrale a atteint un rendement record de 62,22 % avec une très grande souplesse d'utilisation et une montée à pleine puissance en moins de 30 minutes. EDF et GE sont les premiers industriels à mettre en service ce nouveau type de turbine plus flexible et plus performante sur le plan énergétique et environnemental.
Avec un rendement optimisé, le CCG de Bouchain participe à l'amélioration du bilan carbone du groupe EDF et à l'efficacité de sa production. Ses émissions de CO 2 sont diminuées de 55 % par rapport à une centrale thermique classique. De plus, sa réactivité et sa grande flexibilité sont de réels atouts pour contribuer à la sécurité du système électrique, en complément du développement des énergies renouvelables.
Le partenariat noué pour la construction du CCG de Bouchain est innovant car les deux groupes ont co-développé et conçu l'installation en apportant leurs meilleures pratiques d'exploitant et d'équipementier.

Le groupe EDF prend le virage de l'autoconsommation

Le 2 juin 2016 EDF Énergies Nouvelles a annoncé le lancement, par sa filiale EDF ENR, d'une offre commerciale dédiée à l'autoconsommation « Mon Soleil & Moi ».
« Mon Soleil & Moi » devient l'unique offre résidentielle d'EDF ENR. Celle-ci permet au client de consommer l'énergie produite par ses propres panneaux solaires et d'avoir la possibilité d'en stocker une partie pour la consommer au moment où il en a besoin. L'offre permet aux clients, grâce à une palette d'outils simples, de maximiser son taux d'autoconsommation ; l'installation est dimensionnée en fonction de ses besoins réels. Il peut suivre en temps réel sa consommation en ligne, sur sa tablette ou sur son smartphone . Il peut ainsi maîtriser ses dépenses énergétiques et, s'il le désire, stocker le surplus d'électricité produit par sa batterie.
Le stockage de l'énergie et la décentralisation des modes de production constituent des enjeux forts pour EDF qui y consacre des investissements importants pour répondre aux attentes des consommateurs et des gestionnaires de réseaux. Par exemple, EDF a lancé le premier projet microgrids 100 % solaires dans le cirque de Mafat à la Réunion, favorisant l'indépendance énergétique des villages isolés. EDF travaille également dans ses centres de R&D sur de nouvelles technologies de batteries (zinc air, lithium air.). EDF Énergies Nouvelles a mis en service une centrale solaire avec stockage équipée d'un système de contrôle des équipements électriques, pour lisser la production d'électricité et participer à la stabilité du réseau guyanais. Elle a également installé aux États-Unis un système de stockage d'énergie combinant batteries et logiciel de conduite informatisée pour gérer à distance les pics de fréquence sur le réseau électrique. L'objectif est d'anticiper et d'accompagner les ruptures technologiques du monde de l'énergie et de l'électricité.

Acquisition de TIRU par Dalkia

Le 31 mai 2016, Dalkia, la filiale du Groupe dédiée aux services énergétiques, a annoncé l'acquisition de 75 % du capital de TIRU. Dalkia a repris 51 % du capital de l'entreprise détenus par EDF et 24 % détenus par Veolia. Ce rapprochement permettra aux deux sociétés de mieux répondre aux enjeux actuels de la transition énergétique des territoires et de coupler l'expertise de TIRU dans la valorisation des déchets à la présence locale de Dalkia, en particulier dans le domaine des réseaux de chaleur.


ANNEXES

Comptes de résultat consolidés


(en millions d'euros) S1 2016 S1 2015 (1)
Chiffre d'affaires 36 659 38 873
Achats de combustible et d'énergie (18 764) (19 972)
Autres consommations externes (3 991) (4 082)
Charges de personnel (6 333) (6 401)
Impôts et taxes (2 727) (2 674)
Autres produits et charges opérationnels 4 100 3 403
Excédent brut d'exploitation 8 944 9 147
Variations nettes de juste valeur sur instruments dérivés Energie et Matières Premières hors activités de trading (77) 24
Dotations aux amortissements (3 916) (4 375)
Dotations nettes aux provisions pour renouvellement des immobilisations en concession (15) (55)
(Pertes de valeur)/reprises (300) (474)
Autres produits et charges d'exploitation (124) 269
Résultat d'exploitation 4 512 4 536
Coût de l'endettement financier brut (953) (1 086)
Effet de l'actualisation (1 367) (1 409)
Autres produits et charges financiers 1 096 1 347
Résultat financier (1 224) (1 148)
Résultat avant impôts des sociétés intégrées 3 288 3 388
Impôts sur les résultats (960) (985)
Quote-part de résultat net des entreprises associées et des coentreprises (162) 201
R É SULTAT NET CONSOLIDE 2 166 2 604
Dont résultat net – part du Groupe 2 081 2 514
Dont résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 85 90
 

 
   
Résultat net part du Groupe par action en euros :    
Résultat par action 0,88 1,14
Résultat dilué par action 0,88 1,14
  1. Les transactions d'EDF Energy sur les marchés de gros d'électricité hors activités de trading dont la position nette était vendeuse au 30 juin 2015, ont été reclassées des achats d'énergies en chiffre d'affaires pour un montant de 477 millions d'euros



Bilans consolidés

ACTIF

ACTIF
(en millions d'euros)
30/06/2016 31/12/2015
Goodwill 9 180 10 236
Autres actifs incorporels 7 540 8 889
Immobilisations en concessions de distribution publique d'électricité en France 52 172 51 600
Immobilisations en concessions des autres activités 7 786 7 645
Immobilisations de production et autres immobilisations corporelles du domaine propre 68 854 71 069
Participations dans les entreprises associées et les coentreprises 10 667 11 525
Actifs financiers non courants 34 976 35 238
Autres débiteurs non courants 2 029 1 830
Impôts différés actifs 3 505 2 713
Actif non courant 196 709 200 745
Stocks 14 010 14 714
Clients et comptes rattachés 20 950 22 259
Actifs financiers courants 26 048 27 019
Actifs d'impôts courants 157 1 215
Autres débiteurs courants 9 457 8 807
Trésorerie et équivalents de trésorerie 2 984 4 182
Actif courant 73 606 78 196
Actifs détenus en vue de leur vente
TOTAL DE L'ACTIF 270 315 278 941




Bilans consolidés

PASSIF

CAPITAUX PROPRES ET PASSIF
(en millions d'euros)
30/06/2016 31/12/2015
Capital 1 007 960
Réserves et résultats consolidés 33 711 33 789
Capitaux propres – part du Groupe 34 718 34 749
Intérêts attribuables aux participations ne donnant pas le contrôle 4 896 5 491
Total des capitaux propres 39 614 40 240
Provisions liées à la production nucléaire – Aval du cycle, déconstruction des centrales et derniers coeurs 41 741 44 825
Provisions pour déconstruction hors installations nucléaires 1 456 1 447
Provisions pour avantages du personnel 20 880 21 511
Autres provisions 1 955 2 190
Provisions non courantes 66 032 69 973
Passifs spécifiques des concessions de distribution publique d'électricité en France 45 392 45 082
Passifs financiers non courants 49 903 54 159
Autres créditeurs non courants 5 362 5 126
Impôts différés passifs 4 243 4 122
Passif non courant 170 932 178 462
Provisions courantes 5 284 5 354
Fournisseurs et comptes rattachés 10 333 13 284
Passifs financiers courants 19 511 17 473
Dettes d'impôts courants 1 361 506
Autres créditeurs courants 23 280 23 622
Passif courant 59 769 60 239
Passifs liés aux actifs détenus en vue de leur vente
TOTAL DES CAPITAUX PROPRES ET DU PASSIF 270 315 278 941


Tableaux de flux de trésorerie consolidés

(en millions d'euros) S1 2016 S1 2015
Opérations d'exploitation :    
Résultat avant impôt des sociétés intégrées 3 288 3 388
Pertes de valeur / (reprises) 300 474
Amortissements, provisions et variations de juste valeur 4 308 4 688
Produits et charges financiers 462 551
Dividendes reçus des entreprises associées et des coentreprises 210 241
Plus ou moins-values de cession (447) (913)
Variation du besoin en fonds de roulement (1 720) (588)
Flux de trésorerie nets générés par l'exploitation 6 401 7 841
Frais financiers nets décaissés (800) (911)
Impôts sur le résultat payés 638 (781)
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'exploitation 6 239 6 149
Opérations d'investissement :    
Investissements/cessions de titres de participation sous déduction de la trésorerie (acquise/cédée) 222 82
Investissements incorporels et corporels (6 577) (7 259)
Produits de cessions d'immobilisations incorporelles et corporelles 79 270
Variations d'actifs financiers (584) 423
Flux de trésorerie nets liés aux opérations d'investissement (6 860) (6 484)
Opérations de financement :    
Transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle 1 2 30
Dividendes versés par EDF (81) (1 268)
Dividendes versés aux participations ne donnant pas le contrôle (119) (141)
Achats/ventes d'actions propres 4 (13)
Flux de trésorerie avec les actionnaires (194) (1 392)
Emissions d'emprunts 638 2 539
Remboursements d'emprunts (1 019) (2 329)
Rémunérations versées aux porteurs de titres subordonnés à durée indéterminée (401) (397)
Participations reçues sur le financement d'immobilisations en concession 69 69
Subventions d'investissement reçues 405 279
Autres flux de trésorerie liés aux opérations de financement (308) 161
Flux de trésorerie nets liés aux opérations de financement (502) (1 231)
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (1 123) (1 566)
TRESORERIE ET EQUIVALENTS DE TRESORERIE A L'OUVERTURE 4 182 4 701
Variation nette de la trésorerie et des équivalents de trésorerie (1 123) (1 566)
Incidence des variations de change (99) (120)
Produits financiers sur disponibilités et équivalents de trésorerie 7 8
Incidence des reclassements 17 11
TRESORERIE ET EQUIVALENTS DE TRESORERIE A LA CLOTURE 2 984 3 034
  1. Apports par augmentations ou réductions de capital et acquisitions d'intérêts complémentaires dans des sociétés contrôlées

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 37,6 millions de clients, dont 27,8 millions en France. Il a réalisé en 2015 un chiffre d'affaires consolidé de 75 milliards d'euros dont 47,2% hors de France. EDF est une entreprise cotée à la Bourse de Paris.

Avertissement

Ce communiqué ne constitue pas une offre de vente de valeurs mobilières aux Etats-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 ce communiqué, et la responsabilité des dirigeants d'EDF ne saurait être engagée pour tout préjudice résultant de l'utilisation qui pourrait être faite de ce communiqué 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 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 événements 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, consultable en ligne sur le site internet de l'AMF à l'adresse www.amf-france.org ou celui d'EDF à l'adresse www.edf.com . EDF ne s'engage pas et n'a pas l'obligation de mettre à jour les informations de nature prévisionnelle contenues dans ce document pour refléter les faits et circonstances postérieurs à la date de ce communiqué.

 
N'imprimez ce message que si vous en avez l'utilité.

 

 

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75382 Paris cedex 08
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CONTACTS

 

Presse : +33(1) 40 42 44 19

 

Analystes et investisseurs : +33(1) 40 42 40 38

 





[1] Hors Fessenheim

[2] Résultat net courant 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

[3] Réacteur à Eau Pressurisée

[4] L'endettement financier net correspond aux emprunts et dettes financières diminués de la trésorerie et des équivalents de trésorerie ainsi que des actifs liquides. Les actifs liquides sont des actifs financiers composés de fonds ou de titres de maturité initiale supérieure à trois mois, facilement convertibles en trésorerie, et gérés dans le cadre d'un objectif de liquidité. Il prend également en compte le prêt du Groupe à RTE

[5] Ajusté de la rémunération des émissions hybrides comptabilisées en fonds propres

[6] Hors Fessenheim

[7] Cash flow après dividendes

[8] Cf. communiqué de presse du 19 juillet 2016 « Actualisation des Objectifs 2016 »

[9] La production hydraulique après déduction des volumes pompés représente 22,1 TWh au premier semestre 2016

[10] Les activités en Pologne d'EDF EN et de Dalkia sont intégrées dans le segment « Autres métiers »

[11] Périmètre de la transaction après exclusion des activités non reprises

[12] Chiffre « non engageant » sans reprise de passif lié à Olkiluoto 3, ni de dette financière à la date de réalisation, et incluant une protection contre les risques résultant de la découverte d'anomalies dans le suivi de fabrication d'équipements produits sur les sites du Creusot, et le cas échéant de Saint Marcel et Jeumont. Ce montant pourra faire l'objet d'un ajustement après « due diligence »

[13] EBITDA normalisé pro forma du périmètre repris, hors grands projets



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Source: EDF via GlobeNewswire

HUG#2031810

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