EDF : RÉSULTATS ANNUELS 2021, Objectifs financiers atteints, Forte progression de l’EBITDA et du Résultat Net par rapport à 2020 et à 2019, Réussite des plans de cessions et de réduction des coûts, Intensité carbone en baisse

RÉSULTATS ANNUELS 2021

Objectifs financiers atteints

Forte progression de l’EBITDA et du Résultat Net par rapport à 2020 et à 2019

Réussite des plans de cessions et de réduction des coûts

Intensité carbone en baisse

                Résultats financiers 2021

Chiffre d’affaires                                             84,5 Mds€   21,6 % org. ⁽¹⁾
EBITDA                                                                                    18,0 Mds€          11,3 % org. ⁽¹⁾
Résultat net courant ⁽²⁾                                      4,7 Mds€      x2,4                
Résultat net part du Groupe                                                  5,1 Mds€    ~ x8      
Endettement financier net / EBITDA                                    2,4 x
Dividende par action                                                              0,58 € ⁽³⁾

Faits marquants 2021

Succès 2021

• Tous les objectifs financiers atteints
• Forte croissance de l’EBITDA par rapport à 2020 et à 2019
• Plans de cessions et de réduction de coûts exécutés avec un an d’avance

Nucléaire 

• Inclusion du nucléaire dans la taxonomie européenne ⁽⁴⁾
• Nucléaire existant et Grand carénage : 5 VD4 terminées et 2 en cours, allongement à 50 ans de la durée d’amortissement des réacteurs 1 300 MW
• Flamanville 3 : révision de la cible de chargement du combustible de fin 2022 au 2^nd trimestre 2023 et des coûts de construction de 12,4 à 12,7 Md€ ⁽⁵⁾
• Sizewell C : projet de loi du gouvernement britannique portant application d’un modèle de financement dit « Base d’Actifs Régulée » aux projets de nouveau nucléaire
• Signature d’un accord d’exclusivité avec GE en vue de l’acquisition d’une partie de l’activité nucléaire de GE Steam Power ⁽⁶⁾, hors continent américain

Renouvelables éolien et solaire

• Hausse du niveau de production : 20,9 TWh, 8,3 % vs fin 2020
• Accélération des mises en service : 3,1 GW bruts (vs 2,5 GW en 2020)
• Croissance des capacités installées : 12 GW nets à fin 2021 ( 13 % vs 2020)
• Niveau élevé des capacités en construction : 7,9 GW bruts à fin 2021
• Portefeuille de projets : ~ 76 GW ( 27 % vs fin 2020)

Clients et services 

• 1,4 million de clients électricité résidentiels en offres de marché en France, soit 40 % vs fin 2020, en ligne avec la cible de 3 millions en 2023
• Forte croissance de la mobilité électrique : près de 200 000 points de charge installés et gérés à fin décembre 2021 dont principalement Pod Point, leader des bornes de recharge chez les particuliers au Royaume-Uni avec plus de 150 000 points de charge
• Dalkia Electrotechnics / Citelum : lauréat du marché de l’éclairage public de la ville de Paris pour 10 ans

Enedis

• Linky : succès du déploiement des compteurs intelligents, objectif final du programme atteint en termes de délais, de coût et de performance

Italie

• Repositionnement stratégique d’Edison : réorganisation des actifs renouvelables ⁽⁷⁾ et recentrage sur les activités cœur de métier

International

• Construction de la centrale hydraulique de Nachtigal (420 MW) au Cameroun : avancement des travaux pour les lots Génie civil et Électro-mécanique (plus de la moitié réalisés). Mise en service industrielle prévue en 2024

Réalisation et objectifs environnementaux & sociétaux

• Intensité carbone : 48 gC0₂/kWh en 2021 vs 51 gC0₂/kWh en 2020, niveau environ 5 fois plus faible que la moyenne européenne des utilities
• Mixité : 29,8 % de femmes dans les comités de direction des entités du Groupe en 2021 vs 28,7 % en 2020, en ligne avec les ambitions du Groupe

Perspectives et plan d’actions

Annonces du Président de la République le 10 février 2022 à Belfort

• Soutien à la filière nucléaire française
  • Lancement d’un programme de construction de 6 EPR2 et études pour 8 EPR2 additionnels
  • Poursuite de l’exploitation de tous les réacteurs, sauf motif de sûreté
  • Développement des SMR, notamment 500 millions d’euros pour NUWARD^TM
• Accélération du développement des énergies renouvelables (solaire, éolien en mer et terrestre et hydraulique)
• Confirmation du rôle croissant de l’électricité bas carbone dans l’ambition climatique de la France, dans un contexte de réduction des consommations d’énergie

Mesures régulatoires exceptionnelles destinées à limiter la hausse des prix en 2022 ⁽⁸⁾

• Attribution supplémentaire de 20 TWh de volume d’ARENH ⁽⁹⁾ pour 2022
• Report sur 12 mois à partir de février 2023 d’une partie de l’augmentation tarifaire relative à l’année 2022 ⁽¹⁰⁾

Nucléaire 

• Mises à l’arrêt ou prolongations d’arrêts de réacteurs en raison de la découverte de défauts sur les tuyauteries du circuit d’injection de sécurité
• Actualisation de l’estimation de production nucléaire en France ⁽¹¹⁾ à 295 - 315 TWh pour 2022 et à

300 - 330 TWh pour 2023

2022

• EDF attire l’attention sur l’EBITDA 2022. Partant d’un socle 2021 de 18 Mds€, cet indicateur inclura :
  • environ 6 Mds€ d’amélioration du facteur prix
  • environ -8 Mds€ liés aux mesures régulatoires exceptionnelles ⁽¹²⁾ 
  • environ -11 Mds€ en lien avec la baisse de la production nucléaire
  • et d’autres effets liés à la performance du Groupe

Ces estimations, très sensibles notamment aux prix de marché, sont presentées à titre illustratif ⁽¹³⁾ et dans l’état actuel des informations dont le Groupe dispose.

Lancement d’un plan d’actions

Comme annoncé le 13 janvier 2022 ⁽¹⁴⁾ , EDF a présenté à son Conseil d’Administration, réuni le 17 février 2022, un plan d’actions ayant pour objectif de renforcer sa structure bilancielle dans le contexte des événements de début 2022.
Ce plan vise à poursuivre la stratégie du Groupe qui s’appuie sur un mix équilibré entre nucléaire et renouvelables, qui développe les services d’efficacité énergétique et qui apporte toujours plus d’innovation à ses clients.
Afin de financer cette stratégie, EDF a fait part de son intention de :

• Soumettre dès que possible au Conseil d’Administration, sous réserve des conditions de marché, un projet d’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription conduisant à l’émission d’environ 510 millions d’actions nouvelles, correspondant à un montant d’environ
  2,5 milliards d’euros, prime d’émission incluse ⁽¹⁵⁾.
• Proposer une option de versement en actions des dividendes ⁽¹⁶⁾ au titre des exercices 2022 et 2023.

L’Etat, premier actionnaire d’EDF, a fait part au Conseil d’Administration de sa position sur ces deux points, qui feront l’objet d’une communication séparée.

• Réaliser des cessions à hauteur d’environ 3 milliards d’euros ⁽¹⁷⁾ en cumul sur les années 2022 - 2023 – 2024.

Ambitions ⁽¹⁸⁾

Le Conseil d’administration d’EDF, réuni le 17 février 2022 sous la présidence de Jean-Bernard Lévy, a arrêté les comptes consolidés clos le 31 décembre 2021.

Jean-Bernard Lévy, Président-Directeur Général d’EDF a déclaré :

« En 2021, EDF a rempli ses objectifs commerciaux, opérationnels et financiers. L’EBITDA du groupe EDF affiche une croissance significative et atteint son meilleur niveau depuis 2015. Le déploiement de la stratégie CAP 2030 rencontre donc en 2021 des succès majeurs qui témoignent des compétences et de la mobilisation de tous les hommes et les femmes du Groupe.

Les difficultés rencontrées début 2022 amènent EDF à mettre en place un plan d’actions qui vise à poursuivre cette stratégie au service de la transition énergétique et qui s’inscrit dans les objectifs industriels et climatiques de la France aux horizons 2030 et 2050. »

Évolution des résultats du groupe EDF

Évolution de l’EBITDA du groupe EDF

La croissance organique de 11,3 % de l’EBITDA 2021 par rapport à 2020 s’explique essentiellement par une progression de la production nucléaire en France. Cette évolution est aussi portée par la très bonne performance de l’activité de trading, par des améliorations significatives en Italie et pour les activités régulées en France et par la baisse des impôts de production. En revanche, les arrêts et prolongations d’arrêts de réacteurs nucléaires en fin d’année en France ont rendu nécessaire le rachat de volumes sur le marché dans un contexte de très forte hausse des prix de l’électricité, ce qui a eu un impact fortement défavorable. Le Royaume-Uni est pénalisé par le recul de la production nucléaire et par la forte baisse des prix réalisés du nucléaire en lien avec un volume de rachat important dans un contexte de prix de marché élevés.

Performance opérationnelle

La production nucléaire en France s’établit à 360,7 TWh, en hausse de 25,3 TWh par rapport à 2020. Cette évolution reflète principalement les éléments suivants :

• une meilleure disponibilité du parc et de moindres volumes de modulation, faisant suite à une année 2020 impactée par la crise sanitaire

• malgré l’absence de production en 2021 des deux réacteurs de Fessenheim, qui ont fermé au cours du premier semestre 2020.

La production hydraulique en France s’élève à 41,8 TWh ⁽¹⁾, en baisse de 2,9 TWh par rapport à 2020.

Au Royaume-Uni, la production nucléaire s’établit à 41,7 TWh, en retrait de 4 TWh par rapport à 2020. Ce recul s’explique notamment par un programme d’arrêts plus important qu’en 2020 ainsi que par la prolongation de trois mois de l’arrêt de Sizewell B. La centrale de Dungeness a été définitivement fermée en juin 2021, et les deux réacteurs d’Hunterston B ont définitivement stoppé leur production respectivement le 26 novembre 2021 et le 7 janvier 2022.

En Belgique, la meilleure disponibilité des centrales thermiques a permis une augmentation des services rendus au système électrique. La production hydraulique a bénéficié de conditions très favorables en 2021.
La production d’EDF Renouvelables s’élève à 17 TWh (  1,6 TWh), soit une hausse de 10,5 % en organique, grâce aux mises en service de nouvelles capacités.

Plans de cessions et de réduction des coûts réalisés avec 1 an d’avance

Pour compenser les impacts de la crise sanitaire sur la situation financière du Groupe, des plans d’économie et de cessions ont été lancé mi-2020 avec une cible de 500 millions d’euros de réduction des charges opérationnelles ⁽²⁾ en 2022 par rapport à 2019 et d’environ 3 milliards d’euros de cessions ⁽³⁾ sur la période 2020 à 2022. A fin 2021, la réduction des coûts est estimée à 545 millions d’euros par rapport à 2019. Les cessions d’actifs signées ou réalisées au 31 décembre 2021 ont un effet favorable de 3 milliards d’euros environ sur l’endettement financier net et de 3,7 milliards d’euros environ sur l’endettement économique du Groupe ⁽⁴⁾.
Ces cessions sont en ligne avec la stratégie du Groupe et ont permis un recentrage sur les activités cœur de métier ainsi que la sortie de certaines activités carbonées (principalement cessions de l’activité E&P et du réseau de distribution de gaz IDG ).
Ces deux plans ont dépassé leur objectif avec un an d’avance.

Allongement de la durée d’amortissement des réacteurs 1 300 MW en France

Le Groupe a procédé à l’allongement de la durée d’amortissement de l’ensemble des centrales du palier 1 300 MW au 1^er janvier 2021, les conditions techniques, économiques et de gouvernance étant réunies. A cette date, les provisions liées à la production nucléaire diminuent de 1 016 millions d’euros. Cette diminution est fiscalisée en grande partie et a généré un décaissement d’impôt de 184 millions d’euros. L’impact de l’allongement de la durée d’amortissement à 50 ans sur le résultat net part du Groupe de l’exercice est de 405 millions d’euros.

Dividende proposé au titre de 2021 : 0,58 euro par action, soit un taux de distribution
de 45 %, avec option de paiement en actions nouvelles

Le Conseil d’administration d’EDF du 17 février 2022 a décidé de proposer à l’Assemblée générale ordinaire qui sera convoquée pour approuver les comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2021 et qui se tiendra le 12 mai 2022 (ci-après « l’Assemblée générale ») le versement d’un dividende de 0,58 euro par action au titre de l’exercice 2021, correspondant à 45 % de taux de distribution du résultat net courant ⁽⁵⁾.
En tenant compte de l’acompte sur dividende de 0,30 euro par action payé en décembre 2021, le solde du dividende à distribuer au titre de l’exercice 2021 s’élève à 0,28 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire et à 0,338 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende majoré.
Sous réserve de l’approbation de l’Assemblée générale, conformément à l’article L. 232-18 du Code de commerce et à l’article 25 des statuts de la Société, le Conseil d’administration d’EDF du 17 février 2022 a décidé de proposer à chaque actionnaire la possibilité d’opter pour le paiement en actions nouvelles de la Société du solde du dividende à distribuer au titre de l’exercice clos le 31 décembre 2021. En cas d’exercice de l’option, les actions nouvelles seront émises à un prix égal à 90 % de la moyenne des premiers cours cotés de l’action EDF sur le marché réglementé d’Euronext Paris lors des vingt séances de bourse précédant le jour de l’Assemblée générale, diminuée du montant du solde du dividende restant à distribuer au titre de l’exercice 2021, le tout arrondi au centime d’euro supérieur. L’État s’est engagé à opter pour un paiement en actions du dividende relatif à l’exercice 2021.

Le Conseil d'administration d’EDF du 17 février 2022 a fixé les modalités de règlement du solde du dividende au titre de l’exercice 2021 qui seront proposées au vote des actionnaires lors de l’Assemblée générale :

• détachement des dividendes (ordinaire et majoré) le 18 mai 2022 ;
• période d'exercice de l'option de paiement en actions nouvelles du 20 mai au 7 juin 2022 inclus ⁽⁶⁾ ;
• mise en paiement du solde du dividende et règlement-livraison des actions le 13 juin 2022.
  
  

Á défaut d’avoir exercé l’option de paiement en actions nouvelles entre le 20 mai et le 7 juin 2022 inclus, l’actionnaire recevra en numéraire le solde du dividende à la date de sa mise en paiement, soit le 13 juin 2022.

Résultat Net

Le résultat financier représente un produit de 360 millions d’euros en 2021, en amélioration de 2 942 millions d’euros par rapport à 2020. Plusieurs facteurs expliquent cette évolution :

• la bonne performance des actifs dédiés en hausse de 1 521 millions d’euros par rapport à 2020
• la diminution de la charge de désactualisation de 1 063 millions d’euros, en raison principalement d’une moindre baisse du taux d’actualisation net des provisions nucléaires en France entre 2021 et 2020 qu’entre 2020 et 2019
• la baisse du coût de l’endettement financier brut de 151 millions d’euros grâce à des opérations de refinancement dans un contexte de taux bas.
  
  

Retraité des éléments non récurrents, le résultat financier courant s’établit à - 2 437 millions d’euros contre
- 3 705 millions d’euros en 2020. En particulier, la variation de juste valeur du portefeuille d’actifs dédiés n’est pas intégrée dans le calcul du résultat net courant.

Le résultat net courant s’élève à 4 717 millions à fin 2021, en hausse de 2 748 millions d’euros par rapport à fin 2020. Cette évolution reflète principalement la croissance de l’EBITDA et celle du résultat financier courant, ainsi que de moindres amortissements en lien avec l’allongement de la durée d’amortissement des centrales 1 300 MW.

Le résultat net part du Groupe s’élève à 5 113 millions d’euros à fin 2021, en hausse de 4 463 millions d’euros. Outre la hausse importante du résultat net courant, la variation intègre en particulier les éléments après impôt suivants :

• la variation de juste valeur des instruments financiers pour 1 152 millions d’euros
• un produit de 362 millions d’euros correspondant à l’indemnité transactionnelle prévue dans l’accord signé entre EDF et AREVA le 29 juin 2021
• les surcoûts liés aux travaux de préparation de reprise des soudures du circuit secondaire principal de l'EPR Flamanville 3 pour un total de - 410 millions d'euros, soit une charge supplémentaire de
  - 140 millions par rapport à 2020
• les coûts en lien avec la fermeture anticipée de Dungeness B pour un montant de - 366 millions d’euros, incluant la perte de valeur de la centrale, la dépréciation des stocks de combustible et de pièces détachées, ainsi que le provisionnement de pénalités dans le cadre du mécanisme de capacité.

Cash-flow et endettement financier net

Le cash-flow du Groupe s’établit à - 1 525 millions d’euros pour 2021, en nette progression par rapport à 2020 où il s’élevait à - 2 660 millions d’euros ⁽⁷⁾. Cette évolution s’explique essentiellement par la forte croissance de l’EBITDA et par les cessions d’actifs réalisées en 2021 pour un total de 2 847 millions d’euros.
En revanche, le besoin en fonds de roulement se dégrade de 1 526 millions d’euros en 2021. La variation de BFR s’explique principalement par la dégradation du BFR de l’activité optimisation/trading, et par la hausse des créances nettes dans un contexte de prix élevés.
Les investissements nets s’élèvent à 15 725 millions d’euros, en augmentation de 1 580 millions d’euros par rapport à 2020 qui avait été marquée par la crise sanitaire.
Le cash-flow généré par les opérations ⁽⁸⁾ s’établit à - 213 millions d’euros, en baisse de 874 millions d’euros par rapport à 2020.

L’endettement financier net a été contenu à 43,0 milliards d’euros, grâce à la bonne performance en termes d’EBITDA cash ( 17,1 milliards d’euros), aux cessions réalisées ( 2,8 milliards d’euros) et à l’émission obligataire sociale hybride ( 1,2 milliard d’euros).

Principaux résultats du Groupe par segment

France – Activités de production et commercialisation 

L’impact net sur l’EBITDA de la hausse de volume de la production nucléaire de 25,3 TWh et de la baisse de 2,6 TWh de la production hydraulique après déduction des pompages est estimé à 1 081 millions d’euros.

Les prix de l’énergie ont un impact négatif sur l’EBITDA estimé à - 1 140 millions d’euros avec notamment des arrêts et prolongations d’arrêts en fin d’année qui ont engendré des achats sur le marché à des prix très élevés. A l’inverse, les achats d’énergie en 2020 avaient été réalisés à des prix faibles.

Les effets sur le marché aval sont négatifs et estimés à - 249 millions d’euros en raison de la perte de clients tandis que les prix de la capacité facturée aux clients ont un impact favorable.

Par ailleurs, l’EBITDA bénéficie de la baisse des impôts de production dans le cadre du plan de relance pour un montant estimé à 322 millions d’euros.

France – Activités régulées ⁽¹¹⁾

La forte progression de l’EBITDA s’explique principalement par une hausse des volumes distribués de 15,8 TWh pour un montant estimé à 251 millions d’euros, en lien avec un climat plus froid et faisant suite à une année 2020 marquée par la crise sanitaire, ainsi que par l’activité de prestations de raccordement au réseau en croissance et qui contribue positivement à l’évolution de l’EBITDA pour un montant estimé à 159 millions d’euros.

L’évolution des prix a un effet favorable estimé à 30 millions d’euros, principalement en lien avec l’évolution positive de l’indexation des TURPE ⁽¹²⁾, malgré l’effet négatif des achats de pertes dans un contexte de forte hausse des prix de marchés.

Par ailleurs, l’EBITDA bénéficie à hauteur de 130 millions d’euros de la baisse des impôts de production dans le cadre du plan de relance.

Énergies Renouvelables

EDF Renouvelables

La vague de froid extrême au Texas, intervenue au premier trimestre, a eu un impact négatif significatif sur l’EBITDA de production estimé à - 95 millions d’euros. En effet, EDF Renouvelables a dû réaliser des achats d’énergie à des prix très élevés afin d’honorer ses engagements contractuels, et a dû enregistrer une perte de valeur d’un de ses parcs impactant le résultat net.

L’EBITDA de production bénéficie par ailleurs d’une hausse (  1,6 TWh) des volumes produits grâce aux capacités mises en service.

Les opérations de « Développement-Vente d’Actifs Structurés » contribuent favorablement à l’évolution de l’EBITDA en lien notamment avec des cessions aux Etats-Unis et au Portugal.

Les coûts de développement sont en progression et accompagnent la croissance de 27 % du portefeuille de projets éoliens et solaires de 73 GW.

Renouvelables Groupe hors hydraulique France ⁽¹⁴⁾

L’EBITDA a subi les impacts de vague de froid extrême au Texas au cours du premier trimestre. Il est également pénalisé par la baisse de la production éolienne en Belgique du fait de conditions de vents défavorables. En revanche, il bénéficie d’une meilleure contribution de la production éolienne d’Edison dans un contexte de prix favorable.

Les investissements nets sont en légère hausse du fait notamment de l’acquisition en 2021 de 70 % de E2i (plateforme renouvelable d’Edison).

Services Énergétiques

Dalkia

La forte progression de l’EBITDA s’explique principalement par la reprise des activités de services et de travaux après un premier semestre 2020 marqué par la fermeture de nombreux sites clients et les reports de chantiers ainsi que par la poursuite des gains de performance des activités sur les réseaux de chaleur et de froid.

Elle s’explique également par un très bon rebond des activités de travaux et d’efficacité énergétique au Royaume-Uni.

Le développement commercial reste soutenu notamment dans le verdissement et l'exploitation - maintenance des réseaux de chaleur avec des contrats remportés notamment à Issoire, Puteaux, Monplaisir (Angers).

Services Énergétiques Groupe ⁽¹⁶⁾

La hausse organique des Services Energétiques au niveau du Groupe est liée par la reprise des activités de Dalkia et d’Edison après le ralentissement lié à la crise sanitaire en 2020, et par le développement des services aux clients en France.

Framatome 

L’EBITDA a fortement progressé grâce notamment à un niveau d’activité soutenu dans les usines de fabrication de « C