EDF_DOCUMENT_REFERENCE_2017

5.

PERFORMANCES DU GROUPE EN 2017 ET PERSPECTIVES Événements postérieurs à la clôture

5.2

ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE

Confirmation de la décision de la Commission européenne concernant le ■ traitement fiscal des provisions créées entre 1987 et 1996 pour le renouvellement des ouvrages du Réseau d’Alimentation Générale (cf. CP du 16 janvier 2018 et note 50.1 de l’annexe aux comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2017). Le groupe EDF a annoncé le 22 février 2018 avoir détecté un écart dans la ■ qualité de réalisation des soudures du circuit qui évacue la vapeur des générateurs de vapeur vers la turbine de l'EPR de Flamanville 3. Le Groupe avait déclaré à ce titre le 30 novembre 2017 un événement significatif auprès de l'Autorité de Sûreté Nucléaire (voir section 1.4.1.2.2 Etat d'avancement du projet EPR de Flamanville). Le 10 mars 2018, EDF et NPCIL (Nuclear Power Corporation of India Limited), ■ énergéticien public indien, ont signé un accord industriel en vue de la réalisation de six réacteurs de type EPR sur le site de Jaitapur en Inde. D'une puissance totale avoisinant 10 GW, Jaitapur sera le plus grand projet nucléaire du monde. L'accord définit le schéma industriel du projet, les rôles et les responsabilités des partenaires ainsi que le calendrier prévisionnel pour les prochaines étapes. Aux termes de l'accord, EDF interviendra en tant que fournisseur de la technologie EPR. Pour les deux premiers réacteurs, EDF assurera 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 pourra être Le prix du baril de Brent a clôturé le mois de février 2018 à 65,8 $/bbl. Il s’est établi en moyenne sur les mois de janvier et février 2018 à 67,5 $/bbl, soit une hausse de 11,7 $/bbl par rapport aux prix moyens de janvier-février 2017. Ce rebond s’explique principalement par les déclarations en 2017 en faveur de l’élargissement et du prolongement jusqu’à fin 2018 de l’accord de Vienne. A cela s'ajoutent des mesures comme la limitation de la production du Nigéria (auparavant non concerné par l‘accord) à 1,8 millions de barils par jour, des tensions politiques observées en Arabie Saoudite, des opérations militaires qui limitent les exportations du Kurdistan irakien, et, en 2018, des tensions entre l'Iran et les Etats-Unis. Des incertitudes quand à la demande mondiale ont fait baisser dans une moindre mesure le cours du Brent en février 2018. En janvier et février 2018, les prix spot du gaz sur le marché français PEG Nord se sont établis en moyenne à 19,7 €/MWh, en baisse de 0,9 €/MWh par rapport aux prix moyens de janvier et février 2017. En janvier et février 2017, les températures avaient été en moyenne 0,6 °C sous les normales, une vague de froid ayant frappé la France et l’Europe à la mi-janvier, avec des températures jusqu’à 6,7 °C en-dessous des normales. En 2018, les températures ont été particulièrement douces en janvier, et une vague de froid a frappé brièvement la France et l'Europe fin février, avec des températures allant jusqu'à -10,9 °C sous les normales. En janvier et février 2018, les températures moyennes ont été de 0,1 °C sous les normales, soient 0,5 °C supérieures à la période janvier-février 2017. Les vagues de froid ont tiré à la hausse respectivement les prix du gaz spot en janvier 2017 et février 2018, du fait d'une consommation en hausse. Les prix spot ont même atteint leur plus haut niveau depuis octobre 2013 le 28 février 2018 à 37,0 €/MWh, du fait des conditions climatiques impactant toute l'Europe, d'un arrêt fortuit sur le site de Kollsnes, et d'un niveau de stockage faible. Le prix du certificat d’émission de CO2 pour livraison en décembre 2018 a clôturé le mois de février 2018 à 10,1 €/t, alors qu’il était à 5,2 €/t fin février 2017 pour contrat livraison de décembre 2017. Les prix ont évolué à la hausse en 2017, appuyés par l’annonce d’une coopération franco-allemande sur une réforme du marché des certificats d’émission visant à rééquilibrer le marché, et par la mise en place d'un accord protégeant le marché d’un retrait brutal du Royaume-Uni du système EU-ETS en cas de Brexit. Par ailleurs, après deux ans de discussions, le conseil de l'UE et le Parlement européen se sont accordés le 9 novembre 2017 sur la réforme EU-ETS pour la période 2021-2030. Le projet de réforme a été approuvé par le Parlement européen le 6 février 2018 et le 27 février, ce qui a contribué à tirer les prix à la hausse.

confiée à des entreprises locales. Le Groupe apportera également à NPCIL son expérience dans la construction de réacteurs EPR. NPCIL, en tant que propriétaire et futur exploitant de la centrale nucléaire de Jaitapur, sera 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 bénéficiera d’une assistance d’EDF et de ses partenaires industriels. Ce schéma industriel, déjà éprouvé en Inde, s’appuie sur la complémentarité des compétences et des expériences des partenaires. Il permettra de faciliter le partage du savoir-faire et des connaissances nécessaires à l’exploitation de la centrale. Il favorisera aussi l’implication industrielle des entreprises indiennes dans le projet, en ouvrant les possibilités de partenariats avec la filière nucléaire française. Ainsi, le projet sera développé en cohérence avec les politiques indiennes “Make in India” et “Skill India”, avec une participation croissante des entreprises locales, jusqu’à potentiellement 60% pour les deux derniers des six réacteurs. L’accord-cadre prévoit la remise d’une offre préliminaire par EDF dans les semaines suivant la signature, avec pour objectif d’aboutir à une offre engageante d’EDF vers la fin de 2018. Le prix du charbon pour livraison en Europe en 2019 a terminé le mois de février 2018 à 79,3 $/t, en hausse de 12,6 $/t par rapport au contrat 2018 ayant clôturé fin février 2017. En moyenne, en janvier et février 2018, les prix du charbon pour livraison N+1 ont été supérieurs de 16,9 $/t par rapport aux mois de janvier et février l'année dernière pour s'établir à 83,2 $/t. Les prix ont été poussés à la hausse courant 2017 par des baisses de l'offre, notamment lors du passage du cyclone Debbie en Australie affectant les mines et les infrastructures, ainsi qu'à la suite de grèves, principalement en Australie. Par ailleurs, l'augmentation de la demande, notamment en Chine, lors des fortes températures estivales ainsi qu'en fin d'année pour reconstituer les stocks, a fortement tiré les prix à la hausse au deuxième semestre 2017. Cette hausse a été atténuée en février 2018 par la baisse des coûts d'extraction et de transports liés à la légère baisse des prix du pétrole. Les prix spot du jour pour le lendemain de l’électricité en France en janvier et février 2018 se sont établis en moyenne à 41,5 €/MWh en base et 49,7 €/MWh en pointe. Ceux de janvier et février 2017 s’étaient établis à des niveaux bien supérieurs, à 65,3 €/MWh en base et 78,9 €/MWh en pointe. En 2017, les prix avaient été tirés par une très forte consommation engendrée par la vague de froid de janvier. La consommation maximale horaire avait dépassé 93 GW le vendredi 20 janvier 2017, tandis que le prix spot avait atteint un maximum journalier à 121,1 €/MWh le mercredi 25 janvier 2017. Cette période était par ailleurs marquée par une disponibilité nucléaire dégradée, en raison des arrêts pour vérifications sur les tranches concernées par les dossiers du Creusot. En janvier 2018, l’équilibre offre-demande a été très détendu, marqué par une consommation en baisse du fait de températures largement supérieures aux normales d’une part, et par une forte production renouvelable et nucléaire d’autre part. En février 2018, la consommation a été marquée par une courte vague de froid. La consommation a dépassé 94 GW sur plusieurs tranches horaires le 28 février 2018, et le prix journalier le plus élevé a été observé à 83,8 €/MWh le 27 février 2018. Les prix spot allemands se sont établis en moyenne à 34,5 €/MWh en base et 42,7 €/MWh en pointe en janvier et février 2018. Ceux de 2017 s'étaient établis en moyenne à 46,4 €/MWh en base et à 61,9 €/MWh en pointe, portés par la vague de froid de janvier qui avait aussi touché l'Allemagne. Fin février 2018, les prix des contrats annuels français pour livraison en base et en pointe en 2019 s'établissaient respectivement à 39,3 €/MWh et à 50,8 €/MWh. Les prix à terme français de l’électricité pour livraison en base et en pointe en 2018 ont respectivement clôturé le mois de février 2017 à 35,9 €/MWh et 47,3 €/MWh. La hausse des prix s’explique essentiellement par celle des cours des combustibles.

ÉVOLUTION DES PRIX DE MARCHÉ EN JANVIER ET FÉVRIER 2018 5.3

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