CHIFFRE D'AFFAIRES ET FAITS MARQUANTS - 2019 PREMIER TRIMESTRE Annexes - EDF
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CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
2019
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
AVERTISSEMENT
Cette présentation ne constitue pas une offre de vente de valeurs mobilières aux États-Unis ou dans tout autre pays.
Aucune assurance ne peut être donnée quant à la pertinence, l’exhaustivité ou l’exactitude des informations ou opinions contenues dans
cette présentation, et la responsabilité des dirigeants d’EDF ne saurait être engagée pour tout préjudice résultant de l’utilisation qui
pourrait être faite de cette présentation ou de son contenu.
Le présent document peut contenir des objectifs ou des prévisions concernant la stratégie, la situation financière ou les résultats du
groupe EDF. EDF estime que ces prévisions ou objectifs reposent sur des hypothèses raisonnables à la date du présent document mais
qui peuvent s’avérer inexactes et qui sont en tout état de cause soumises à des facteurs de risques et incertitudes. Il n’y a aucune
certitude que les évènements prévus auront lieu ou que les résultats attendus seront effectivement obtenus. Les facteurs importants
susceptibles d’entraîner des différences entre les résultats envisagés et ceux effectivement obtenus comprennent notamment la réussite
des initiatives stratégiques, financières et opérationnelles d’EDF fondées sur le modèle d’opérateur intégré, l’évolution de
l’environnement concurrentiel et du cadre réglementaire des marchés de l’énergie, et les risques et incertitudes concernant l’activité du
Groupe, sa dimension internationale, l’environnement climatique, les fluctuations des prix des matières premières et des taux de change,
les évolutions technologiques, l’évolution de l’activité économique.
Des informations détaillées sur ces risques potentiels et incertitudes sont disponibles dans le Document de Référence d’EDF déposé
auprès de l’Autorité des marchés financiers le 15 mars 2019, 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.
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 2
SOMMAIRE
Chiffre d’affaires consolidé & IFRS 16 P. 4
Stratégie et investissements P. 8
Données opérationnelles P. 21
France P. 31
International et autres métiers P. 40
Marchés P. 45
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 3
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
2019
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Chiffre d’affaires consolidé
CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
ÉVOLUTION DU CHIFFRE D’AFFAIRES(1)
Croissance
En millions d’euros T1 2018 Change Périmètre T1 2019 ∆ % org.(2)
organique
France - Activités de production et
7 956 - 12 177 8 145 +2,2
de commercialisation
France - Activités régulées(3) 5 167 - - (134) 5 033 -2,6
Framatome 721 14 - (29) 706 -4,0
Royaume-Uni 2 577 31 - (107) 2 501 -4,2
Italie 2 252 - 92 28 2 372 +1,2
Autre international 666 (3) 6 126 795 +18,9
EDF Renouvelables 379 9 18 11 417 +2,9
Dalkia 1 223 1 3 96 1 323 +7,8
Autres métiers 751 3 (11) 139 882 +18,5
-
Éliminations inter-segments (1 246) - 38 (1 208) -3,0
Total Groupe 20 446 55 120 345 20 966 +1,7
(1) Ventilation du chiffre d’affaires aux bornes des segments, avant élimination des inter-segments
(2) Variation organique à périmètre et change comparables
(3) Activités régulées : Enedis, ÉS et activités insulaires ; Enedis, filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l’énergie
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 5
CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
NORME IFRS 16 LOCATIONS : ENTRÉE EN VIGUEUR AU 1ER JANVIER
2019 (1/2)
Date d’application par le Groupe : 1er janvier 2019
L’exercice comparatif 2018 ne sera pas retraité, conformément aux dispositions de la norme IFRS 16. Une
information spécifique est communiquée dans la note sur les changements de méthode
Tous les contrats de location, à l'exception de deux exemptions spécifiques (location court terme et contrats de
faible valeur
CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
NORME IFRS 16 LOCATIONS : ENTRÉE EN VIGUEUR AU 1ER JANVIER
2019 (2/2)
Impacts estimés au 31/12/2018 : Réconciliation des engagements hors bilan de location
au 31/12/2018 avec la dette IFRS 16 estimée :
Impact Dette : +4,5 Md€
EHB location au 31/12/2018 4,4 Md€
• Les variations résultent principalement de :
• Renouvellements et nouveaux contrats : +0,7 Md€ • Exemptions d'IFRS 16 -0,1 Md€
• Remboursement de la dette et fin de contrats : -0,6 Md€ • Différences dans les durées retenues liées aux options
de résiliation et de prolongation +1,1 Md€
Impact EBITDA : +0,5 Md€ • Contrats signés en 2018 pour un actif disponible après
le 1er janvier 2019 -0,3 Md€
• Annulation charges de loyer : +0,7 Md€ • Autres -0,1 Md€
• Annulation fraction plus-value de cession de biens
immobiliers : -0,2 Md€ Dette locative non actualisée 5,0 Md€
Charge d’amortissement: -0,6 Md€ • Effet de l'actualisation -0,5 Md€
Dette locative actualisée au 31/12/2018 4,5 Md€
Charge financière : -0,1 Md€
Résultat avant impôts : -0,2 Md€
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 7
CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
2019
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Stratégie et investissements
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NOTATIONS FINANCIÈRES COMPARÉES
A1 Notations Notations Notations
S&P Moody’s Fitch
EDF A- stable(1) A3 stable(2) A- stable(3)
A2 Engie
Notations Moody’s
Engie A - stable A2 under review A stable
Vattenfall E.ON BBB stable Baa2 stable BBB+ stable
A3 EDF
Uniper BBB stable n.d. n.d.
SSE Enel BBB+ stable Baa2 stable A- stable
Baa1 Iberdrola
RWE n.d Baa3 stable BBB stable
Innogy Iberdrola BBB+ stable Baa1 stable BBB+ stable
Baa2 Enel
E.ON SSE BBB+ stable Baa1 stable BBB+ négative
Vattenfall BBB+ stable A3 stable BBB+ stable
Baa3
Innogy BBB stable Baa2 stable BBB+ stable
BBB- BBB BBB+ A- A A+
Notations S&P
Sources : agences de notation, données au 06/05/2019
(1) Actualisation de la notation et des perspectives du groupe EDF par S&P en date du 25 février 2019
(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 9 novembre 2018
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 9CA consolidé Stratégie Données International
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EPR DE FLAMANVILLE 3 (1 650 MW)
Avancement du chantier à fin mars 2019
Génie civil principal achevé
Montages électromécaniques quasi finalisés, le solde de l’activité se faisant au fur et à mesure de l’avancement
des essais d’ensemble.
Avancement des activités de finitions des bâtiments (1) à 67 %
Avancement des transferts de responsabilité des installations à l’exploitant à 51 %
Déroulement de la phase d’essais d’ensemble
6 janvier 2018 : fin des essais dits « à froid » (remplissage en eau sous pression du circuit primaire) dont la réalisation, avec succès, du test d’étanchéité du circuit primaire
du réacteur (2)
3 avril 2018 : fin des opérations de mise sous pression du bâtiment réacteur, dite « épreuve enceinte » (3)
Du 22 février 2019 au 22 mars 2019 : 1ère phase des essais dits « à chaud » avec plus de 95% des critères d’essais testés conformes
Mise à niveau des soudures du circuit secondaire
EDF a décidé en juillet 2018 (4) la réparation de 33 soudures qui présentent des écarts de qualité ainsi que la remise à niveau complète de 20 soudures qui ne respectaient pas
l’exigence d’exclusion de rupture (5) ; par ailleurs EDF a proposé pour 8 soudures, dites de traversées de l’enceinte du bâtiment réacteur, une justification spécifique auprès de
l’ASN.
EDF a remis à l’ASN le 3 décembre 2018 un dossier technique sur les modalités de réparation et de remise à niveau des soudures du circuit secondaire principal qui présentaient
des écarts vis-à-vis de l’exigence d’exclusion de rupture ainsi que sur la démarche de justification spécifique pour les 8 soudures dites de traversées.
L’ASN a réuni le 9 avril 2019 le Groupe Permanent d’experts pour les équipements sous pression nucléaire (GP ESPN) dans le cadre de son instruction des écarts affectant les
soudures des tuyauteries vapeur principales en exclusion de rupture de l’EPR de Flamanville. EDF a pris connaissance de l’avis du Groupe Permanent d’experts émis le 11 avril
2019 et poursuit ses échanges avec l’ASN qui se prononcera dans quelques semaines sur la suite donnée à l’instruction de ce dossier.
Planning et coût (6)
Les recommandations formulées et les pistes de solution suggérées par le Groupe Permanent pourraient impacter le calendrier de mise en service et le coût de construction.
Un point précis sur le calendrier et le coût de construction de l’EPR de Flamanville sera effectué après la publication de l’avis de l’ASN.
A titre conservatoire, EDF a demandé le 12 mars 2019, la modification du décret d’autorisation de création de Flamanville 3 pour en prolonger le délai.
(1) Finitions ayant pour objet d’amener l’installation à un standard élevé de qualité (propreté, (5) Cf. déclaration Evénement significatif relatif à la bonne application des exigences dites de « haute qualité »
peinture, calfeutrements), conforme à celui d’une centrale nucléaire en exploitation. du 30 novembre 2017
(2) Cf. communiqués de presse EDF du 9 octobre 2017 et du 8 janvier 2018. (6) Cf. communiqué de presse EDF du 11 avril 2019.
(3) Cf. communiqué de presse EDF du 10 avril 2018.
(4) Cf. communiqué de presse EDF du 25 juillet 2018
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 10CA consolidé Stratégie Données International
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PROJET D’HINKLEY POINT C
Rappel des éléments clés sur le projet Hinkley Point C (1)(2)
Jalon « J0 » : Achèvement de la coulée du premier béton de sûreté nucléaire du radier de la tranche 1 prévu pour mi-2019.
Coûts à terminaison du projet estimés à 19,6 milliards de livres sterling 2015 (3), en augmentation de 1,5 milliard de livres
sterling 2015 (4) par rapport au coût initial, sous réserve du déploiement des plans d’action nécessaires à l’atteinte de cet
objectif
Livraison de la tranche 1 prévue fin 2025. Risque de report de la livraison estimé à 15 mois pour la tranche 1 et à 9 mois
pour la tranche 2. La matérialisation de ce risque induirait un coût supplémentaire de l’ordre de 0,7 milliard de livres sterling
2015 (3)
2 EPR de 1 630 MW en construction
Avril 2019
Projet en ligne avec l’objectif « J0 » à ce stade
Design définitif arrêté le 26 septembre 2018
Tranche 2 : phase de terrassement terminée, début des
travaux de génie civil en prévision de la construction de la
galerie précontrainte
Fabrication de la cuve réacteur par Framatome en cours
Plateforme du transformateur électrique transmise à
National Grid
(1) Cf. communiqué de presse publié par EDF le 3 juillet 2017. (3) Hors intérêts intercalaires et hors effet de change par rapport à un taux de change de référence
(2) Compte tenu de l’horizon long terme de l’investissement dans le projet HPC, le groupe EDF du projet de 1 livre = 1,23 euro. Le taux de change au 31 mars 2019 était de 1,165 euro
déploie une stratégie progressive de couverture du risque d’appréciation de la livre dans son (4) Surcoûts nets des plans d’actions.
investissement HPC.
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CHINE TAISHAN 1 ET 2 (EDF 30 %)
Avancement du chantier au 30 avril 2019 Prochaines étapes communiquées par CGN
Unité 1
Unité 2
Autorisation de chargement du combustible le
10 avril 2018 Mise en service commerciale en 2019
Première réaction en chaîne le 6 juin 2018
Premier raccordement au réseau électrique le
29 juin 2018 2 EPR de 1 750 MW
Mise en service commerciale le 13 décembre
2018(1)
Unité 2
Fin des essais hydrauliques du circuit primaire le
12 juillet 2018
Fin des essais à chaud le 25 Janvier 2019
Chargement du combustible le 16 avril 2019
(1) Le tarif d’achat d’électricité de Taishan a été approuvé à 435 RMB / MWh (TTC) (Cf. communiqué de presse de CGN du 28 mars 2019)
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JAITAPUR
Le groupe EDF est impliqué dans la coopération nucléaire civile franco-indienne
depuis 2010 dans le cadre d’accords bilatéraux signés entre la France et l’Inde.
Jaitapur est le projet phare de cette coopération. Il appuie directement les objectifs
de transition énergétique du gouvernement indien affirmés lors de la Conférence de
Paris de 2015 qui visent à accélérer la croissance des énergies renouvelables et du
nucléaire dans le pays. Jaitapur, dans l’État du Maharashtra sera le plus grand site
de production nucléaire au monde.
Agissant comme chef de file de la filière nucléaire française, EDF est entré en
négociation exclusive avec NPCIL depuis 2016.
Le samedi 10 mars 2018, Jean-Bernard Lévy, Président Directeur Général d’EDF et Satish Kumar Sharma, Président Directeur général de NPCIL (Nuclear Power Corporation of
India Limited), énergéticien public indien, ont signé un accord industriel (Industrial Way Forward Agreement) en vue de la réalisation de six réacteurs de type EPR sur le site de
Jaitapur en Inde. L’accord définit le schéma industriel du projet, les rôles et les responsabilités des partenaires ainsi que le calendrier prévisionnel pour les prochaines étapes.
Il est prévu qu’EDF intervienne en tant que fournisseur de la technologie EPR. Pour les deux premiers réacteurs, EDF assurerait l’ensemble des études d’ingénierie ainsi
que des achats de composants. Pour les quatre autres unités, une partie de la responsabilité des achats et des études pourrait être confiée à des entreprises locales, via NPCIL.
Le Groupe apporterait également à NPCIL son expérience du management de la construction de réacteurs EPR.
Il est prévu que NPCIL, en tant que propriétaire et futur exploitant de la centrale nucléaire de Jaitapur, soit responsable de l’obtention de l’ensemble des autorisations
et certifications requises en Inde, de la construction de l’ensemble des six réacteurs et des infrastructures de site. Durant la phase de construction, NPCIL bénéficierait
d’une assistance d’EDF et de ses partenaires industriels.
Conformément au calendrier fixé dans l’IWFA, signé le 10 mars par Mr Levy, en présence du Président rançais, EDF a remis à NPCIL une offre technico-commerciale complète
et conditionnée le 14 décembre 2018. Les discussions sont engagées avec NPCIL pour converger sur les bases Techniques et Commerciales.
L’objectif de 2019 pour NPCIL et d’EDF est la signature d’un accord définitif et engageant (General Framework Agreement) et de démarrer les études nécessaires au projet (Front
End Engineering and Design).
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 13CA consolidé Stratégie Données International
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BARRAGE HYDROÉLECTRIQUE DE SINOP AU BRÉSIL
Principaux aspects du projet Calendrier
Aménagement hydroélectrique de 400 MW dans l’Etat du Mato T2 2018 : EDF Norte Fluminense remporte la
Grosso prestation d’O&M de SINOP
2 groupes Kaplan de 200 MW de puissance unitaire qui comptent 24 Janvier 2019 : autorisation de remplissage
parmi les plus gros groupes de cette technologie au niveau mondial
S2 2019 (2) : Licence d’exploitation puis mise en
Productible moyen de 2100 GWh/an, et un réservoir d’une superficie service attendues
de 337 km²
Projet porté par la société Companhia Energética SINOP SA «CES»
responsable de la construction, de l’aménagement et de
l’exploitation, dans laquelle EDF a pris 51% en décembre 2014 aux
côtés de deux filiales du groupe Eletrobras : Eletronorte (24,5%) et Aménagement hydroélectrique de 400 MW
Chesf (24,5%)
Vente de l’électricité produite via 34 PPAs avec des sociétés de
distribution sur 30 ans.
Structure de financement
Coût global prévu du projet : c. 880 M€(1)
Financement à ~26 % par la Banque de Développement du Brésil
(BNDES) et émission sur le marché d’obligations d’infrastructure
(debêntures) pour 54 M€ réalisée en juin 2018. Le reste est financé
par les fonds propres des actionnaires.
(1) Au taux de change du 31 mars 2019 et 880 M€ vs 750 M€ communiqués au 31 décembre 2018
(2) S2 2019 vs T2 2019 communiqué au 31 décembre 2018
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BARRAGE HYDROÉLECTRIQUE DE NACHTIGAL AU CAMEROUN(1)
Principaux aspects du projet Calendrier
Conception, construction et exploitation pendant 35 ans d’un barrage Accords engageants et définitifs signés le 8 novembre
hydroélectrique au fil de l’eau de 420 MW sur le fleuve Sanaga au 2018, closing financier le 24 décembre 2018
niveau des chutes de Nachtigal
Démarrage de la construction mars 2019
Construction d’une ligne de transport d’électricité de 50 km
Mise en service opérationnelle prévue en 2023
Projet porté par la société NHPC (Nachtigal Hydro Power Company),
constituée depuis décembre 2018 par EDF (40 %) (2), IFC (3) (20 %) et
l’État du Cameroun (15 %), Africa50 (15%) et STOA (10%)
Production annuelle attendue de 3 TWh, soit 30 % de la production
électrique du pays Centrale hydroélectrique au fil de l’eau de 420 MW
Importantes retombées économiques : jusqu’à 1 500 emplois directs
au plus fort du chantier, dont 65 % en recrutement local dans un rayon
de 65 km autour du chantier. Le projet créera des dizaines d’emplois
permanents
Structure de financement
Coût global prévu du projet : 1,2 milliard €
Financé pour près d’un quart sur les fonds propres des actionnaires et,
pour le reste, par des prêteurs
Groupe de prêteurs coordonné par IFC et comprenant onze institutions
de développement internationales et quatre banques commerciales
locales (4)
Le plus important projet hydroélectrique du continent africain à
être développé en financement de projet, ou financement sans
recours
(1) Cf. communiqué de presse publié par EDF le 8 novembre 2018. (4) Incluant la BAD, la SFI, CDC, les institutions bilatérales européennes emmenées par
(2) Consolidation par mise en equivalence. Proparco (AFD, DEG et FMO), la BEI, OFID, EAIF et AFC. Banques locales : Attijari/SCB,
(3) IFC (International Finance Corporation) est une institution de financement BICEC, SG Cameroun et Standard Charted
du développement, membre du Groupe de la Banque mondiale.
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EDF HYNAMICS – PRODUCTION D’HYDROGÈNE BAS CARBONE
EDF a annoncé en avril 2019 la création de « Hynamics », une nouvelle
filiale du Groupe(1) en charge de proposer une offre d’hydrogène bas
carbone performante pour l’industrie et la mobilité.
L’hydrogène est actuellement produit à 95 % à partir d’énergie fossile dans le monde. Contrairement à cette méthode fortement émettrice en
dioxyde de carbone, Hynamics a choisi l’électrolyse de l’eau pour produire son hydrogène, une technologie très peu émettrice de CO2 tant que
l’électricité utilisée dans le process est décarbonée (ce qui est le cas de 96 % de celle produite par EDF en France).
Hynamics propose deux offres d’hydrogène bas carbone :
Pour les clients industriels, pour lesquels l’hydrogène est une matière nécessaire (raffinerie, verrerie, agro-alimentaire, chimie...),
Hynamics installe, exploite et assure la maintenance de centrales de production d’hydrogène, en investissant dans les infrastructures
nécessaires ;
Pour les acteurs de la mobilité publique et professionnelle, Hynamics contribue à mailler les territoires de stations-service pour
recharger en hydrogène les flottes de véhicules électriques lourds tels que les trains, bus, bennes à ordures ménagères, les véhicules
utilitaires ou encore les moyens de transport fluviaux. Cette offre constitue un atout supplémentaire dans le Plan de Mobilité Electrique
annoncé par le Groupe en octobre 2018.
Après la prise de participation d’EDF dans l’entreprise française McPhy, acteur de référence sur ce marché, la création de cette nouvelle filiale
Hynamics confirme l’ambition du Groupe dans l’hydrogène bas carbone et la décline sur de nouveaux usages
Avec Hynamics, EDF renforce sa contribution à la transition énergétique
(1) EDF Pulse Croissance Holding est actionnaire d’Hynamics à 100 %
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DÉVELOPPEMENTS ÉOLIENS OFFSHORE À L’INTERNATIONAL (1/2)
Projets Dongtai (province du Jiangsu, Chine)
Principaux aspects du projet
• Partenariat avec Shenhua Renewables, filiale du groupe China Energy Investment Corporation
• Capacité du projet 502 MW, comportant 2 phases (Dongtai IV : 302 MW, Dongtai V : 200 MW)
• Les 2 projets ont été approuvés par les autorités provinciales du Jiangsu (respectivement en 2015 et 2017).
Les projets éoliens en mer approuvés par les autorités provinciales avant 2018 (inclus) bénéficient d’un Feed
In Tariff de 113 €/MWh(1)
• Production annuelle attendue 1 400 GWh (P50)
• Situé à environ 40 km des côtes du Jiangsu, profondeur d'eau moyenne 6 mètres
• Turbines Dongtai IV : Shanghai Electric (license Siemens) et Envision. Appel d’offres en cours pour Dongtai V.
• Fondations : monopieux.
Dates clés
• Dongtai IV : début des travaux de construction en mer en juin 2018. Début de construction de Dongtai V
attendu pour octobre 2019.
• 25 Mars 2019 : Signature à Paris d’un Accord de Coopération entre EDF et China Energy Investment
Corporation, concernant les projets Dongtai IV et Dongtai V
• Août 2019 : Signature des accords définitifs de Joint Venture, sous réserve de la finalisation des aspects
commerciaux.
• Fin 2019 : entrée d’EDF dans la société projet en charge de financer, construire et exploiter les projets Dongtai
IV et Dongtai V (sous réserve d’obtention des autorisations administratives ad hoc).
(1) Au taux de change du 31 mars 2019
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DÉVELOPPEMENTS ÉOLIENS OFFSHORE À L’INTERNATIONAL (2/2)
Projet Neart Na Gaoithe en Ecosse Projet Atlantic Shores aux Etats-Unis
Principaux aspects du projet
Principaux aspects du projet
• Capacité du projet 1,7 à 2,4 GW
• Capacité du projet 448 MW • Taille du projet : 742 km2
• Production attendue 1 850 GWh • Projet en Joint Venture avec Shell (50/50)
• Projet entièrement consenti en phase de pré-construction • Profondeurs d'eau de 20 mètres, 15 km du rivage
• Capacité unitaire des turbines éoliennes 12-15 MW
• Situé dans le Firth of Forth extérieur (eaux territoriales écossaises)
• 37 km de câble d'exportation offshore et 12 km de câble d'exportation terrestre • Deux zones distinctes pour le projet
• Profondeurs d'eau comprises entre 45 et 55 m Contrats de location - New Jersey
• Contract for Difference (“CfD”) sur 15 ans à partir de la mise en service à £129 • Zone d'énergie éolienne établie dans le NJ ~ 57 km sur 20 km
(2019, fully CPI Indexed) • Bail du Nord a acquis en décembre 2018
• Zone de bail ~ 20 km du rivage et 20 m de profondeur
Dates clés Contrat de location - New York
• BOEM(1) propose jusqu’à cinq nouveaux Bight Sites (Areas NY 1-5)
• Mai 2018 : Acquisition par EDF-ER • 85-100 km de la côte et 40-50 m de profondeur
• Décembre 2018 : Nouvel accord conclu
• Clôture financière prévue : fin T3 / début T4 2019
• Début des travaux à terre : T3 2019 Dates clés
• Début des travaux en mer : 2020 • Atlantic Shores Offshore Wind a présenté sa candidature pour l'appel d'offres du
• Période de mise en service visée (CfD) : mars 2022 - mars 2023 New Jersey le 28 décembre 2018.
• L’appel d’offres pour New York a été soumis le 14 février 2019.
• La construction du projet est prévue à l'horizon 2026+.
(1) Le Bureau of Ocean Energy Management (BOEM) gère la compétitivité du programme de location pour le développement énergétique aux Etats-Unis
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DÉVELOPPEMENTS ÉOLIENS OFFSHORE EN FRANCE
Parc éolien en mer de Fécamp
Création de valeur grâce à un partenariat stratégique dans les 83 éoliennes – 498 MW
3 premiers projets éoliens en mer en France
Parc éolien en mer
du Calvados
Parcs de Éolien Maritime France 75 éoliennes – 450 MW Fécamp
3 projets éolien en mer Cherbourg
Le Havre
Plus de 1,4 GW de capacité cumulée
Un partenariat important avec Enbridge
Investissements totaux de ~6 Mds€
Gains de rentabilité grâce aux économies d’échelle
La Turballe
Structure financière optimisée
Base de maintenance
Partage des risques de financement, de développement et
de construction. Comptabilisation par mise en équivalence Saint-Nazaire
Parc éolien en mer de Saint-Nazaire Base industrielle
80 éoliennes – 450 MW
Innovation dans l’éolien flottant
Lauréat de l’appel à projets fermes pilotes pour l’éolien flottant en
novembre 2016 Le 16 avril 2019, Eolien Maritime France (EMF) a annoncé que
l’industriel Siemens Gamesa Renewable Energy se chargera
Cette technologie permet d’atteindre des zones de vent d’approvisionner en turbines deux de ses trois projets éoliens en mer
précédemment non exploitable et ainsi offre un facteur de charge français
supérieur
GE Renewable Energy construira les turbines Haliade 150-6MW du
Contrat remporté par EDF Renouvelables pour l’installation de premier projet éolien en mer qui sera lancé dès que ses autorisations
3 turbines de 8 MW équipées de flotteurs en Méditerranée (zone de seront purgées de recours. Les deux projets suivants seront équipés
Faraman au large de Fos-sur-mer) de turbines Siemens Gamesa
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DÉPLOIEMENT DES COMPTEURS COMMUNICANTS LINKY(1)
Principaux éléments
Objectif d’équipement de ~34 millions de compteurs Linky d’ici
Chronique d’investissement sur 2014-2021 2021 : soit un peu plus de 90% du parc.
Montant d’investissement réévalué à la baisse de 4,5 Mds€ à
En Mds€ 4(3) Mds€ sur la période de déploiement 2014-2021.
Régulation spécifique sur une période de 20 ans (BAR et
0,9 rémunération Linky dédiée).
0,8 0,8 Points-clés au 31/03/2019
Respect des objectifs de la régulation incitative en matière de
0,6 coûts, de délais et de performance du système.
~17,7 millions de clients disposent d’un compteur Linky et
0,4 391 000 postes sont équipés d’un concentrateur.
0,3 Actions collectives de particuliers contre la pose du compteur
Linky : toutes les décisions rendues par les TGI sont favorables
0,1 0,1 à Enedis (à l’exception de l’une des 4 ordonnances en référé
du TGI de Toulouse demandant la dépose ou non-pose de
compteurs communicants pour 13 clients électro-sensibles qui
(2) (2) (2) n’a, à date, pas fait jurisprudence et a fait l’objet d’un appel de
la part d’Enedis)
~1,5 millions d’abonnements récurrents à la publication de
données de consommation à pas horaire ont été souscrits par
des fournisseurs et des tiers
(1) Linky est un projet porté par Enedis, filiale indépendante d’EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie
(2) Chiffres estimés
(3) Les coûts à terminaison du programme ont été revus à la baisse après prise en compte des prix des derniers marchés de matériels (compteurs concentrateurs) et de prestation de pose signés
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 20CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
2019
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
Données opérationnellesCA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
CAPACITÉS INSTALLÉES AU 31 MARS 2019
Capacités consolidées du groupe EDF,
Participations dans les
y compris participations Capacités consolidées
En GWe entreprises associées et
dans les entreprises associées du groupe EDF
coentreprises
et coentreprises
Nucléaire 75,7(1) 57 % 2,8(1) 72,9 58 %
Charbon 7,9 6% 2,2 5,7 5%
Fioul 4,2 3% 0,2 4,0 3%
Gaz 13,1 10 % 1,1 12,0 10 %
Hydraulique(2) 23,0 17 % 1,5 21,5 17 %
Autres ENR 9,7 7% 0,1 9,6 8%
Total 133,7 100 % 7,8 125,9 100 %
NB : les valeurs correspondent à l'expression à la première décimale ou à l'entier le plus proche de la somme des valeurs précises, compte tenu des arrondis.
(1) Le chiffre tient compte de la participation d’EDF dans l’EPR de Taishan 1 (525 MW).
(2) Dont énergie marine : 0,24 GW en 2018 et en 2019
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 22CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
ÉLECTRICITÉ PRODUITE AU 31 MARS 2019
Production des entités consolidées par intégration globale
En TWh T1 2018 T1 2019
Nucléaire 129,7 77 % 126,1 79 %
Hydraulique(1)(2) 15,7 9% 10,8 7%
Autres ENR 4,8 3% 4,9 3%
Gaz 13,0 8% 14,5 9%
Charbon 3,9 2% 1,6 1%
Fioul 1,2 1% 1,3 1%
Groupe 168,4 100 % 159,2 100 %
NB : les valeurs correspondent à l'expression à la première décimale ou à l'entier le plus proche de la somme des valeurs précises, compte tenu des arrondis
(1) La production hydraulique après déduction du pompage est de 14 TWh sur 2018 et de 9,3 TWh sur 2019
(2) Dont énergie marine : 0,1 TWh 2018 et sur 2019
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 23CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
PRODUCTION DE CHALEUR
Production des entités consolidées par intégration globale
En TWh T1 2018 T1 2019
ENR(1) 2,0 16 % 1,9 16 %
Gaz 8,9 69 % 8,0 69 %
Charbon 0,6 5% 0,4 4%
Fioul 0,1 1% 0,1 1%
Divers(2) 1,2 9% 1,2 10 %
Groupe 12,8 100 % 11,6 100 %
NB : les valeurs correspondent à l'expression à la première décimale ou à l'entier le plus proche de la somme des valeurs précises, compte tenu des arrondis
(1) 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 regroupant une partie de la production de chaleur par incinération, par gaz de mine et la récupération de chaleur d’autres processus industriels
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 24CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
PRODUCTION RENOUVELABLE
Production des entités consolidées par intégration globale
En TWh T1 2018 T1 2019
Hydraulique(1)(2) 15,7 76 % 10,8 69 %
Éolien 4,2 20 % 4,5 29 %
Solaire 0,3 2% 0,1 1%
Biomasse 0,3 2% 0,3 2%
Total électricité Groupe 20,6 100 % 15,7 100 %
Total chaleur Groupe 2,0 100 % 1,9 100 %
NB : les valeurs correspondent à l'expression à la première décimale ou à l'entier le plus proche de la somme des valeurs précises, compte tenu des arrondis
(1) La production hydraulique après déduction du pompage est de 14 TWh sur 2018 et de 9,3 TWh sur 2019
(2) Dont énergie marine : 0,1 TWh 2018 et sur 2019
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 25CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
ÉMISSIONS DE CO2(1)
Émissions des entités consolidées par intégration globale
Émissions de CO2 liées à la
En kt En g/kWh
production d’électricité et de
chaleur par segment(2) T1 2018 T1 2019 T1 2018 T1 2019
France - Activités de production et
2 052 18 % 1 198 12 % 16 10
commercialisation
France - Activités régulées 738 6% 831 8% 475 548
Dalkia 2 569 23 % 2 443 25 % 196 201
Royaume-Uni 3 207 28 % 1 838 19 % 163 116
Italie 1 589 14 % 2 057 21 % 242 294
Autres international 1 214 11 % 1 480 15 % 231 248
Groupe(3) 11 368 100 % 9 858 100 % 63 58
NB : les valeurs correspondent à l'expression à la première décimale ou à l'entier le plus proche de la somme des valeurs précises, compte tenu des arrondis
(1) Émissions directes de CO2, hors Analyse du cycle de vie (ACV) des moyens de production et des combustibles
(2) Les segments EDF Renouvelables, Framatome et Autres métiers ne sont pas présentés car leurs émissions ne sont pas significatives au regard des émissions totales du Groupe
(3) La baisse des émissions de CO2 est principalement due à une plus faible production à partir de charbon et fioul et à l’effet d’un hiver plus doux en 2019
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 26CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
ÉVOLUTION DES ÉMISSIONS CO2(1) T1 2018 VS. T1 2019
Émissions des entités consolidées par intégration globale
(en Mt de CO2)
-0,85 Augmentation de la
production des CCG
d’Edison
+0,09 -0,13
-1,37
+0,27
Baisse de la production Baisse de la +0,47
à partir de fioul et de consommation de
charbon, remplacée par chaleur en lien avec les
de la production à partir conditions climatiques
11,37 de gaz et la modulation
du nucléaire
Augmentation de la 9,85
production à partir Baisse de la Augmentation de la
de fioul dans les production à partir de production des
ZNI(2) suite à la charbon d’EDF Energy CCG de Norte
baisse de la (centrale de Cottam Fluminense, Meco
production notamment) et Luminus
hydraulique
T1 2018
T1-2018 France – Activités
Prod & Co de France
SEI –- Activités
PEI Dalkia Royaume-Uni Italie Autre
Autre international
international T1 2019
T1-2019
production et régulées
commercialisation
(1) Émissions directes de CO2, hors Analyse du cycle de vie (ACV) des moyens de production et des combustibles.
(2) Zones Non Interconnectées (principalement territoires insulaires)
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 27CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
RENOUVELABLES GROUPE : CAPACITÉ NETTE(1) INSTALLÉE DU
GROUPE AU 31 MARS 2019
Capacité nette(1) installée Groupe : 32,7 GW Capacité par technologie
Solaire
26,9 GW 1,4 GW Autres 0,3 GW
0,8 GW
Éolien
8,0 GW 32,7 GW
3,9 GW
0,6 GW Hydraulique(2)
23,0 GW
0,6 GW
(1) Capacité installée indiquée en net, correspondant aux données consolidées selon la participation d’EDF dans les sociétés du Groupe, y compris participations dans les entreprises associées et coentreprises
(2) Dont énergie marine : 0,24 GW
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 28CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
EDF RENOUVELABLES : CAPACITÉ NETTE INSTALLÉE ET EN
CONSTRUCTION AU 31 MARS 2019 6 MW
27 MW
588 MW
42 MWc 185 MW
30 MW 184 MW
238 MW 267 MW
1 328 MW 12 MWc
209 MWc
2 675 MW
179 MW
205 MWc 193 MWc
1 686 MW 87 MW
205 MW
230 MW 43 MWc
120 MWc 50 MW 63 MW 103 MW
82 MW 74 MWc
298 MW 100 MWc
65 MW 43 MW
Légende 74 MWc 90 MW
Éolien en exploitation (MW)
58 MW
Solaire en exploitation (MWc) 131 MWc 182 MW 56 MW
Éolien et solaire en construction (MW) 199 MWc
147 MW
Brute Nette
Autres filières Nette Capacité installée 12 943 MW 8 267 MW
En exploitation 105 MW Capacité en construction 3 487 MW 2 424 MW
En construction 35 MW Total 16 430 MW 10 691 MW
Source : EDF Renouvelables
NB : MWc : Megawatt crête (puissance fournie dans des conditions de température et d’ensoleillement standardisées)
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 29CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
EDF RENOUVELABLES : CAPACITÉS INSTALLÉES ET EN
CONSTRUCTION, PAR FILIÈRE, AU 31 MARS 2019
Brute(1) Nette(2)
En MW
31/12/2018 31/03/2019 31/12/2018 31/03/2019
Éolien 10 309 10 272 6 798 6 761
Solaire 2 402 2 542 1 344 1 401
Biogaz 70 20 70 20
Biomasse 40 40 40 40
Autres 69 69 45 45
Capacité installée totale 12 891 12 943 8 297 8 267
Éolien en construction 1 095 2 033 797 1 487
Solaire en construction 1 230 1 419 713 902
Autres en construction 35 35 35 35
Capacité totale en construction 2 360 3 487 1 545 2 424
(1) Capacité brute : capacité totale des parcs dans lesquels EDF Renouvelables est actionnaire.
(2) Capacité nette : capacité correspondant à la part du capital détenue par EDF Renouvelables.
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 30CHIFFRE D’AFFAIRES
ET FAITS MARQUANTS
2019
PREMIER TRIMESTRE
Annexes
FranceCA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
FOURNITURE D’ÉLECTRICITÉ EN FRANCE
(en TWh)
Ventes aux clients finals (1)(2)
96,4
91,7
84,2
Collectivités, entreprises et
professionnels
Offres de marché y compris offre transitoire 38,6 34,8
33,0
Collectivités, entreprises Particuliers
et professionnels 12,0 11,7 0,4
Offres de marché
Au tarif réglementé(3) 11,0
45,8 45,3 39,8
Particuliers
Tarif réglementé
T1 2017 T1 2018 T1 2019
(1) Données arrondies au dixième
(2) Y compris auto-consommations EDF
(3) Tarif bleu professionnel, ELD (Entreprises Locales et Distribution) au tarif de cession et tarif Jaune et Vert, inf. 36 kVA
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 32CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
FOURNITURE D’ÉLECTRICITÉ EN FRANCE – RÉPARTITION
DES VENTES AUX TARIFS HISTORIQUES PAR COULEUR
(en TWh) Ventes aux clients finals pour T1 2019 (1)(2)
3,1 Tarif de cession ELD(3)
Collectivités, entreprises et
professionnels 7,9 Tarif Bleu Non
Offres de marché y compris offre 33,0 Résidentiels(4)
transitoire
Particuliers
Offres de marché 0,4
Collectivités, entreprises 11,0
et professionnels
Au tarif réglementé 39,8 Tarif Bleu Résidentiel
Particuliers 39,8
Tarif réglementé
(1) Données arrondies au dixième
(2) Y compris auto-consommations EDF
(3) ELD : Entreprises Locales de Distribution
(4) Dont tarif Jaune et Vert pour 0,1 TWh - Tarifs inférieurs à 36 kVA
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 33CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
MARCHÉ DE CAPACITÉ EN FRANCE
Prix(1) des enchères de capacité
Pour livraison en 2019 Pour livraison en 2020
(en €/kW) (en €/kW) Date de clôture des
prochaines enchères
16/05/2019
27/06/2019
18,50 18,50 18,50 20,00
18,24 18,05
16,77 12/09/2019
13,00
17/10/2019
05/12/2019
14/12/2017 08/03/2018 26/04/2018 21/06/2018 13/09/2018 18/10/2018 13/12/2018 21/03/2019
Volume de capacités EDF certifiées : 74 GW Volume de capacités EDF certifiées : 72 GW
Prix de référence marché : 17,37 €/kW
(1) Données arrondies au centième
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 34CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
ARENH : VOLUMES CÉDÉS
59,7 60,7
46,9 49,4
40,7 41,4
12,4
4,0
(1) (1) (2) (2)
S1 2015 S2 2015 S1 2016 S2 2016 S1 2017 S2 2017 S1 2018 S2 2018 S1 2019 S2 2019
Volume maximum de livraison aux fournisseurs concurrents d’EDF : 100 TWh
Volumes cédés en 2018 : 96,3 TWh
Au guichet de novembre 2018, la demande d’ARENH des fournisseurs alternatifs pour 2019 s’est élevée à 132,98 TWh.
Le volume est donc écrêté à hauteur du plafond légal de 100 TWh.
Volumes cédés pour l’année 2019, comprenant également 20,4 TWh cédés au titre de la couverture des pertes :
59,7 TWh pour le 1er semestre
60,7 TWh pour le 2ème semestre
Source : CRE
(1) Les volumes ARENH devant être livrés ont évolué au cours du 1er semestre 2015 en raison de la résiliation de l’accord-cadre de 4 fournisseurs
(2) Distinction entre semestres estimée par EDF à partir de la donnée annuelle fournie par la CRE, et susceptible d’évoluer en cours d’année par application des dispositions légales, règlementaires
et contractuelles (résiliations, défauts de paiement, etc...)
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 35CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
TARIFS RÉGLEMENTÉS DE VENTE EN FRANCE (1/2)
Historique de l’évolution du Tarif Bleu
Évolution Tarif Bleu Résidentiel Évolution Tarif Bleu Non Résidentiel
Date
(HT) (HT)
01/08/2016 -0,5 % -1,5 %
01/08/2017 +1,7 % +1,7 %
01/02/2018 +0,7 % +1,6 %
01/08/2018 -0,5 % +1,1 %
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 36CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
TARIFS RÉGLEMENTÉS DE VENTE EN FRANCE : PROPOSITION CRE
2019 (2/2)
Tarif Bleu résidentiel HT(1) Composition de la facture moyenne TTC
(client Bleu résidentiel)
+7,7 %
+8,3 €/MWh
180,5 €/MWh(3)
109,1 €/MWh 117,5 €/MWh
Taxes 40,5
15,3 15,3
3,2 CSPE 22,5
1,4
42,9 49,4 TURPE 49,5
Production
49,6 49,6 et coûts 68
commerciaux
01/08/2018 2019
TURPE Énergie + frais Capacité Coûts commerciaux(2) et marge
(1) Source : Données issues de la délibération de la CRE du 07 février 2019
(2) Y compris le coût des obligations CEE
(3) Chiffres arrondis au demi point
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 37CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
PROGRAMMATION PLURIANNUELLE DE L’ÉNERGIE (PPE) 2018 – 2023 :
ÉTAT D’AVANCEMENT DU PROCESSUS
Publication de la Stratégie Nationale Bas Carbone en décembre 2018 : la neutralité carbone est définie comme objectif à long terme ; l’électricité représente 50 % de la consommation
finale en 2050.
Publication du projet de PPE le 25/01/2019, et du projet de décret correspondant le 5/03/2019 qui s’inscrivent de façon cohérente dans la SNBC en affirmant la priorité de l’enjeu
climatique (objectif de réduction de 30 % des émissions de GES vs 2016), la réduction des énergies fossiles, le maintien du socle nucléaire et le développement des renouvelables.
Principaux points du projet de décret PPE:
Fermeture de 14 réacteurs nucléaires d’ici 2035 pour atteindre une part de 50 % dans le mix électrique, dont 4 à 6 (dont Fessenheim) d’ici 2028, si certaines conditions sont
Nucléaire remplies. Une version définitive de la PPE identifiera les sites pour fermer les 14 tranches d’ici 2035
D’ici mi-2021 : le gouvernement conduira avec la filière un travail sur le nouveau nucléaire, et se prononcera ensuite sur l’opportunité de programmer de nouvelles centrales
Thermique Toutes les centrales fonctionnant exclusivement au charbon seront arrêtées fin 2022. Pas de nouvelle centrale thermique à flamme exclusivement fossile
Production de biogaz injecté à hauteur de 14 à 22TWh en 2028 sous l’hypothèse d’une forte baisse des coûts (35 à 55 fois la production de 2017)
Renouvelable Doublement de la capacité de production d’électricité renouvelable installée (74 GW en 2023, et 102 à 113 GW en 2028)
Augmentation de 25 % en 2023 et entre 40 et 60 % en 2028 de la consommation de chaleur renouvelable de 2016 (155 TWh)
Objectif de baisse de 20% de la consommation primaire d’énergies fossiles en 2023 et de 35 % en 2028 (comparé à 2012)
Baisse
2023 : Objectif de 2,5M de logements rénovés, remplacement de 10 000 chauffages charbon par des moyens de production de chaleur renouvelable, 9,5M de logements
consommation
chauffés au bois, 3,4M d’équivalents logements raccordés à un réseau de chaleur
énergie fossile
1,2 millions de voitures particulières électriques en circulation (électriques et hybrides rechargeables) et plus de 100 000 points de recharge publics d’ici 2023
Calendrier Indicatif et prochaines étapes
Janvier 2019 5 mars 2019 Consultations Eté/automne 2019
• Conseil National de la Transition • Comité de gestion des charges de Promulgation
Ecologique service public de l’électricité de la loi Publication du décret
• Comité d’experts pour la transition • Comité du système de distribution modifiant la fixant la PPE et
Publication du énergétique publique d’électricité déclenchant le délai de
LTECV (peut
projet PPE. 6 mois pour qu’EDF
se faire avant
Publication du la fin des produise son plan
projet de • Autorité environnementale • Conseil Supérieur de l’Energie consultations) stratégique
décret PPE • Public
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 38CA consolidé Stratégie Données International
France Marchés
et IFRS 16 et investissements opérationnelles et Autres métiers
PARC NUCLÉAIRE FRANCE : DÉFAUT D’ASSURANCE QUALITÉ SUR
LES DOSSIERS DE FABRICATION AREVA(1)
EDF et l’ASN ont terminé l’examen exhaustif des dossiers de fabrication des composants en provenance de l’usine Creusot Forge,
installés sur ses réacteurs nucléaires en fonctionnement. Cet examen a donné lieu, pour chaque réacteur, à la rédaction par EDF
d’un dossier de synthèse qui a été transmis à l’ASN pour instruction. Comme avant chaque redémarrage de réacteur, l’ASN s’est
prononcée ensuite sur son autorisation de redémarrer.
Pour permettre l’envoi du dossier de synthèse pour chaque réacteur, plusieurs étapes sont nécessaires : la première étape du
processus vise à l’inspection de l’ensemble des dossiers de fabrication concernant des pièces forgées destinées au parc nucléaire,
pour identifier les constats. Les experts analysent ensuite ces constats afin de les caractériser, c'est-à-dire les qualifier ou non
d’écart lors de revues techniques. Ces revues techniques sont aujourd’hui finalisées pour l’ensemble des dossiers de
fabrication du parc en exploitation : 100 % des dossiers ont été examinés, sans écart majeur découvert (autre que celui,
déjà traité et soldé (2), du générateur de vapeur de Fessenheim 2).
A fin 2018, 58 dossiers de synthèse (soit la totalité) avaient été envoyés à l’ASN. En avril 2019, l’ASN a achevé son
instruction et les 58 réacteurs du parc nucléaire en exploitation ont obtenu, au fil de l’eau sur la période d’instruction, leur
feu vert pour pouvoir redémarrer à l’issue de leur arrêt de tranche pour rechargement du combustible.
Par ailleurs, EDF a répondu en 2018 à l’ensemble des demandes qui figuraient dans la décision de l’ASN du 15 septembre 2017.
Parmi ces réponses figuraient l’analyse des dossiers des équipements fabriqués par Creusot Loire (pièces moulées). Aucun écart
important n’a été détecté.
(1) Le 4 janvier 2018, New NP, filiale d’AREVA NP, devient Framatome, société dont le capital est détenu par le groupe EDF (75,5 %), Mitsubishi Heavy Industries (MHI - 19,5 %) et Assystem (5 %).
Cf. communiqué de presse Framatome du 4 janvier 2018.
(2) Le 12 mars 2018, l'ASN a levé la suspension du certificat d'épreuve du générateur de vapeur n°335, installé sur le réacteur 2 de la centrale nucléaire de Fessenheim. L’ASN considère que l'anomalie lors du
forgeage d'une virole de ce générateur de vapeur ne remet pas en cause son aptitude au service et que la justification de sa conformité à la réglementation a ainsi été apportée.
CHIFFRE D’AFFAIRES T1 2019 39Vous pouvez aussi lire
