Electricite de France : Brochure de convocation à l’Assemblée générale du 12 mai 2022 (version accessible)

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE MIXTE

DES ACTIONNAIRES

• 02 Invitation du Président

• 03 Exposé sommaire de l'activité du Groupe

• 07 Composition du Conseil d'administration au 1er mars 2022

• 08 Candidate au Conseil d'administration

• 08 Gouvernement d'entreprise

• 11 Délégations financières

• 13 Ordre du jour

  «J'ai le plaisir de vous convier à l'Assemblée générale mixte des actionnaires qui se tiendra le jeudi 12 mai 2022 à 10 heures, Salle Pleyel, à Paris. »

  INVITATION DU PRÉSIDENT

  MADAME, MONSIEUR, CHER ACTIONNAIRE,

  L'Assemblée générale mixte des actionnaires d'EDF se tiendra le jeudi 12 mai 2022 à 10 heures, Salle Pleyel à Paris.

  Ce moment d'échange privilégié entre EDF et ses actionnaires sera pour moi l'occasion de vous présenter les défis majeurs qu'EDF doit relever en cette année 2022. Présenté le 18 février 2022, le plan d'actions destiné à soutenir la stratégie de croissance du groupe EDF a commencé à être déployé avec succès. L'augmentation de capital de plus de 3,150 milliards d'euros qui vient d'être réalisée constitue un élément important du renforcement de la flexibilité financière d'EDF pour poursuivre sa stratégie CAP 2030.

• 14 Rapport du Conseil d'administration et projets de résolutions

• 37 Plan de transition climatique du Groupe

• 41 Comment participer à l'Assemblée générale

• 41 Vous choisissez d'exercer vos droits par internet

• 42 Vous choisissez d'exercer vos droits par correspondance

• 43 Vous souhaitez vous informer

Lors de cette Assemblée générale vous serez appelé(e) à vous prononcer, par vote, sur les projets de résolutions inscrits à l'ordre du jour mais également à émettre un avis sur le plan de transition climatique du groupe EDF qui vise à contribuer à l'atteinte de la neutralité carbone en 2050 et ainsi à lutter contre le changement climatique.

Je souhaite vivement que vous puissiez prendre part personnellement à cette Assemblée générale. Si vous ne pouvez pas y assister, vous avez la possibilité soit de voter par internet ou par correspondance, soit de donner pouvoir à toute personne physique ou morale de votre choix. Vous pouvez également m'autoriser, en ma qualité de Président de l'Assemblée générale, à voter en votre nom.

Je vous remercie de votre confiance et de votre fidélité et vous prie d'agréer, Madame, Monsieur, cher actionnaire, l'expression de mes sentiments dévoués.

Jean-Bernard LÉVY

Président-Directeur Général

EXPOSÉ SOMMAIRE DE L'ACTIVITÉ DU GROUPE

Panorama de l'année 2021

En 2021, EDF a rempli ses objectifs commerciaux, opérationnels et financiers. Tous les objectifs financiers ont été atteints. L'EBITDA du Groupe affiche une croissance significative par rapport à 2020 et 2019 et atteint même son meilleur niveau depuis 2015. Les plans de cessions et de réduction de coûts ont été exécutés avec un an d'avance. Pour autant, les difficultés rencontrées début 2022 amènent EDF à mettre en place un plan d'actions qui vise à poursuivre sa stratégie CAP 2030 au service de la transition énergétique et qui s'inscrit dans les objectifs industriels et climatiques de la France aux horizons 2030 et 2050.

Faits marquants

Dans le nucléaire, l'année aura été exceptionnelle à plusieurs titres : inclusion du nucléaire dans la taxonomie européenne 1 ; pour le nucléaire existant et le Grand carénage : 5 VD4 (visites décennales) terminées et 2 en cours, allongement à 50 ans de la durée d'amortissement des réacteurs 1 300 MW ; EPR de Flamanville 3 : révision de la cible de chargement du combustible de fin 2022 au 2nd trimestre 2023 et des coûts de construction de 12,4 à 12,7 milliards d'euros 2 ; signature d'un accord d'exclusivité avec GE en vue de

• 1. Selon l'acte délégué complémentaire du 2 février 2022 soumis à adoption définitive courant 2022.

• 2. Voir communiqué de presse du 12 janvier 2022 « Point d'actualité sur l'EPR de Flamanville ». Coûts en euros 2015 et hors intérêts intercalaires.

• 3. Voir communiqué de presse du 10 février 2022 « EDF signe un accord d'exclusivité pour l'acquisition d'une partie de l'activité nucléaire de GE Steam Power ».

Données Groupe consolidées au 31 décembre 2021

CAPACITÉ INSTALLÉE : 117,3 GW

l'acquisition d'une partie de l'activité nucléaire de GE Steam Power 3, hors continent américain.

Pour les renouvelables éolien et solaire, l'accélération continue : 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, soit + 13 % vs 2020) ; niveau élevé des capacités en construction (7,9 GW bruts à fin 2021) ; portefeuille de projets en hausse (~ 76 GW, soit + 27 % vs fin 2020).

S'agissant des clients et services, la dynamique de conquête de parts de marché porte des résultats : 1,4 million de clients électricité résidentiels ont choisi les 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 avec près de 200 000 points de charge installés et gérés à fin décembre 2021 dont principalement par 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.

PRODUCTION D'ÉLECTRICITÉ : 523,7 TWh

5%

60%

Nucléaire (1)

INVESTISSEMENTS NETS TOTAUX : 15,7 Mds€ y compris acquisitions, hors plan de cession

EBITDA : 18 Mds€

2%

Charbon, fuel

78%

Nucléaire

91%

Production décarbonée (6)

• (1) Le chiffre tient compte de l'arrêt définitif de la centrale de Dungeness B au Royaume-Uni et de la cession de CENG aux Etats-Unis.

• (2) Dont énergie marine : 0,24 GW en 2021.

• (3) Le chiffre tient compte de l'arrêt définitif de la centrale du Havre en France et des unités 3 & 4 de la centrale de West Burton A au Royaume-Uni.

• (4) Le chiffre tient compte de l'énergie marine et du pompage.

• (5) Activités régulées : Enedis, ÉS et activités insulaires ; Enedis, filiale indépendante d'EDF au sens des dispositions du Code de l'énergie.

• (6) Émissions directes de CO2 liées à la production, hors analyse du cycle de vie (ACV) des moyens de production et des combustibles.

Enedis a déployé avec succès les compteurs Linky (objectif final du programme atteint en termes de délais, de coût et de performance).

En Italie, le repositionnement stratégique d'Edison a été réalisé avec succès (réorganisation des actifs renouvelables 1 et recentrage sur les activités cœur de métier).

À l'international, la construction de la centrale hydraulique de Nachtigal (420 MW) au Cameroun avance avec une mise en service industrielle prévue en 2024.

En matière environnementale et sociétale, l'intensité carbone s'est établie à 48 gC02/kWh en 2021 (vs 51 gC02/kWh en 2020), soit un niveau environ 5 fois plus faible que la moyenne européenne des utilities. Le pourcentage de femmes dans les comités de direction des entités du Groupe s'est élevé à 29,8% en 2021 (vs 28,7 % en 2020), en ligne avec les ambitions du Groupe.

Perspectives et plan d'actions

Le Président de la République a fait le 10 février 2022 à Belfort des annonces qui concernent EDF de près :

• n Le soutien à la filière nucléaire française avec le lancement d'un programme de construction de 6 EPR2 et les études pour 8 EPR2 additionnels ; la poursuite de l'exploitation de tous les réacteurs, sauf motif de sûreté ; le développement des SMR, avec notamment 500 millions d'euros pour NUWARDTM.

• n L'accélération du développement des énergies renouvelables (solaire, éolien en mer et terrestre et hydraulique).

• n La 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.

Pour nourrir ces ambitions, EDF a établi un plan d'actions pour soutenir la croissance 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 :

• n réalisé une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription. Annoncée le 18 mars 2022, cette augmentation de capital d'un montant de plus de 3,150 milliards d'euros a été un succès 2. L'État y a souscrit à hauteur de sa participation de 83,88 %, conformément à son engagement 3;

• n proposé une option de versement en actions des dividendes 4 au titre des exercices 2022 et 2023. L'État, premier actionnaire d'EDF, a annoncé prolonger son engagement de percevoir ses dividendes en actions pour ces exercices 2022 et 2023 3;

• n engagé des cessions à hauteur d'environ 3 milliards d'euros 5 en cumul sur les années 2022 - 2023 - 2024.

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 s'appuie principalement sur une meilleure disponibilité du parc et de moindres volumes de modulation, faisant suite à une année 2020 impactée par la crise sanitaire ; et ce 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 6, 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 7 en 2022 par rapport à 2019 et d'environ 3 milliards d'euros de cessions 8 sur la période 2020 à 2022. À 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 9.

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 Exploration & Production et du réseau de distribution de gaz IDG).

Ces deux plans ont dépassé leur objectif avec un an d'avance.

• 1. Rachat des parts restantes de la holding E2i, et entrée d'un partenaire financier. Edison conserve le contrôle de la nouvelle plateforme.

• 2. Voir communiqué de presse du 5 avril 2022 « EDF annonce le succès de son augmentation de capital d'un montant de plus de 3,150 milliards d'euros avec maintien du droit préférentiel de souscription ».

• 3. Voir communiqués de presse du Ministère de l'Économie, des Finances et de la Relance du 18 février 2022 «L'État soutient pleinement le plan d'actions de sécurisation financière d'EDF» et du 18 mars 2022 «L'État confirme qu'il participera à hauteur de plus de 2,6 milliards d'euros à l'augmentation de capital de plus de 3,1 milliards d'euros lancée par EDF le 18 mars 2022».

• 4. Taux de distribution cible du résultat net courant (ajusté de la rémunération des emprunts hybrides comptabilisée en fonds propres) compris entre 45 et 50% pour 2022 et 2023.

• 5. Réalisées ou signées : impact sur la dette économique ajustée, selon définition Standard & Poor's.

• 6. Production hydraulique hors activité insulaire avant déduction de la consommation du pompage. La production hydraulique cumulée après déduction des volumes pompés représente

  35,9 TWh en 2021 (38,5 TWh en 2020).

• 7. Somme des charges de personnel et des autres consommations externes. À périmètre, normes, taux de change et taux d'actualisation des retraites constants et hors inflation. Hors coûts des ventes des activités de services énergétiques, et des services d'ingénierie nucléaire de Framatome et de projets spécifiques tels que Jaitapur.

• 8. Cessions signées ou réalisées : impact sur le désendettement économique du Groupe (définition Standard and Poor's).

• 9. Dette économique selon la définition de l'agence Standard and Poor's.

Chiffres clés 2021

(1) L'endettement financier net n'est pas défini par les normes comptables et n'apparaît pas en lecture directe dans le bilan consolidé du Groupe. Il 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.

L'EBITDA 2021 du Groupe est en croissance organique de 11,3 % par rapport à 2020. Cette hausse 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.

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 :

• n la bonne performance des actifs dédiés en hausse de 1 521 millions d'euros par rapport à 2020 ;

• n 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 ;

• n 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 :

• n la variation de juste valeur des instruments financiers pour 1 152 millions d'euros ;

• n 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 ;

• n 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 ;

• n 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'euros1. 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.

1. Données retraitées : le proforma 2020 comprend le reclassement des investissement Linky et HPC au sein des investissements nets, ainsi qu'un reclassement entre « frais financier décaissés » + 79 M€, « autre variations non monétaires » - 49 M€ et « actifs dédiés » - 30 M€.