EDF : leader de la production d'électricité nucléaire en France

Bonjour,

La dernière réunion d’analystes semble enfin avoir mis un peu de carburant (nucléaire ? fossile ? renouvelable ? feu de paille ?) sur le titre qui en avait bien besoin :

PARIS, 10 décembre (Reuters) - L’action EDF bondit en tête de l’indice CAC 40 jeudi matin à la Bourse de Paris, le marché saluant les annonces la veille par l’électricien d’un relèvement de son objectif de croissance d’Ebitda pour 2015 et à une baisse de ses coûts à l’horizon 2018.

A 10h30, le titre gagne 11,02% à 14,005 euros dans des volumes représentant 1,4 fois leur moyenne quotidienne des trois derniers mois sur Euronext. Au même instant, le CAC 40 est pratiquement inchangé (0,04%) dans des volumes équivalents à 24% de leur moyenne journalière habituelle.

EDF a annoncé mercredi désormais tabler pour cette année sur une croissance organique de son Ebitda d’au moins 3% contre une prévision initiale comprise entre zéro et 3%.

S’agissant des objectifs pour 2018, le groupe a en outre confirmé qu’il visait un flux de trésorerie positif et 10,5 milliards d’euros d’investissements au maximum et a dit s’attendre à ce que ses charges opérationnelles soient inférieures de 700 millions d’euros à leur niveau de 2015.

"La réduction des coûts et les annonces sur le Free cash flow sont une bonne nouvelle. A court terme, on est plus positif mais il va en falloir davantage pour l’avenir", commente un trader en poste à Paris.

Un avis partagé par plusieurs analystes jugeant favorables les annonces d’EDF tout en estimant que le groupe devra aller plus loin.

"L’ajustement sur 2015 est positif mais il est n’est pas structurel (…)", estime Bryan Garnier.

Quant à Exane BNP Paribas, le courtier attend d’en savoir davantage sur les effets de ventes d’actifs.

En quête de capitaux pour financer les travaux de son parc nucléaire français, mener à bien son projet d’EPR en Grande-Bretagne ou encore racheter l’activité réacteurs nucléaires d’Areva, EDF a annoncé en juillet une revue stratégique de ses actifs de production d’énergie à partir de combustibles fossiles en Europe continentale. (Alexandre Boksenbaum-Granier, édité par Jean-Michel Bélot)

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Suis maintenant créditeur (la perp 5.375% que j’ai renforcé) et actionnaire donc forcément intéressé

Je suis assez bullish sur le dossier aux cours actuels, à condition d’être patient. L’action a aussi une corrélation au prix du pétrole qui est vraiment bas en ce moment.
Je pense qu’EDF devrait décoller en 2017, avec un nouveau gouvernement qui devrait être plus conciliant.
Inévitablement, EDF augmentera ses prix et ses cash flow pour faire face à ses charges. Je ne suis pas plus inquiet que cela.

Je pense qu’à peu près personne dans le grand public et dans les banques / fonds non spécialisés en energie (et encore) ne comprennent le marché de l’électricité (coût marginal et coût complet, production fatale, marchés multiples, impact des interconnexions, stockage, marché d’enchères via la soumission de courbes d’offres, etc.), ses évolutions récentes (qui a entendu parler du passage au "flow based" pour le calcul des interconnexions au printemps 2015) et leurs impacts sur l’avenir d’EDF.

Quand on rajoute à ça ce qui est connu de tous (tensions internes sur Hinkley Point, rachat forcé d’Areva NP, vache à lait via le dividende, etc), et bien sûr l’agilité légendaire d’une boîte comme EDF, ça fait pas forcément rêver.

laze a écrit :

-le fonctionnement même du marché de l’électricité est structurellement défavorable à EDF (vente au coût de production et pas au coût complet). Cela se voit maintenant plus clairement que la plus grosse partie des clients ne sont plus au tarif régulé et que le prix de gros de l’électricité s’est effondré.

Pendant longtemps c’était le contraire. Le coût de vente était bien supérieur au coût de production (marginal et pas complet), d’où la fameuse "rente du nucléaire".
Il faut dire que la majeure partie des investissements avaient été payés par le contribuable, donc coût complet ou coût marginal, pas très grave.
Il ne restait à EDF qu’à provisionner la différence pour réaliser de nouveaux investissements et démanteler les vieilles centrales.

Et qu’à fait EDF ? Surpayer ses salariés, verser des gros dividendes à l’Etat, cramer des dizaines de milliards dans des trous sans fond…

Aujourd’hui, effectivement le coût de production marginal, avec la faiblesse des mp, est devenu bien moins élevé, et la rente du nucléaire disparaît (enfin pas complètement, avec les tarifs régulés). Mais c’est finalement assez récent.

Igorgonzola a écrit :

Pendant longtemps c’était le contraire. Le coût de vente était bien supérieur au coût de production (marginal et pas complet), d’où la fameuse "rente du nucléaire".
Il faut dire que la majeure partie des investissements avaient été payés par le contribuable, donc coût complet ou coût marginal, pas très grave.
Il ne restait à EDF qu’à provisionner la différence pour réaliser de nouveaux investissements et démanteler les vieilles centrales.

Et qu’à fait EDF ? Surpayer ses salariés, verser des gros dividendes à l’Etat, cramer des dizaines de milliards dans des trous sans fond…

Aujourd’hui, effectivement le coût de production marginal, avec la faiblesse des mp, est devenu bien moins élevé, et la rente du nucléaire disparaît (enfin pas complètement, avec les tarifs régulés). Mais c’est finalement assez récent.

Bonjour,

Effectivement, le coup marginal du nucléaire est très faible. Cependant, si la vente ne se fait pas au moins au coût complet, il est strictement impossible pour EDF de provisionner suffisamment pour rembourser les emprunts et constituer une réserve pour le futur.

Pour ce qui est du passé, je n’ai pas vraiment de données fiables pour savoir si EDF aurait pu mieux faire (à savoir, est ce que le prix de vente était bien calibrée).

Ce que je peux dire en tout cas c’est qu’avec la mise en place du marché, les résultats d’EDF sont très sensible à des paramètres relativement décorrélés de la zone d’action d’EDF et de l’état Français, ce qui rend les résultats futurs incertains.

On peut aussi dire que dans cet environnement, il n’y aura surement pas beaucoup d’investisseurs pour lancer de nouveaux moyens de production, ce qui assure à l’entreprise de conserver son monopole pour encore quelques années (mais à quel prix ?), pas vraiment dans l’esprit de libéraliser le marché.

Geronimo a écrit :

Je pense qu’à peu près personne dans le grand public et dans les banques / fonds non spécialisés en energie (et encore) ne comprennent le marché de l’électricité (coût marginal et coût complet, production fatale, marchés multiples, impact des interconnexions, stockage, marché d’enchères via la soumission de courbes d’offres, etc.), ses évolutions récentes (qui a entendu parler du passage au "flow based" pour le calcul des interconnexions au printemps 2015) et leurs impacts sur l’avenir d’EDF.

Quand on rajoute à ça ce qui est connu de tous (tensions internes sur Hinkley Point, rachat forcé d’Areva NP, vache à lait via le dividende, etc), et bien sûr l’agilité légendaire d’une boîte comme EDF, ça fait pas forcément rêver.

Ce que vous dites est encore très juste. Je peux aussi vous dire que même au niveau du COMEX d’EDF, pas grand monde ne comprenait vraiment la problématique que pose le marché de l’électricité jusqu’à fin 2015. On le voit bien dans les déclarations très récentes du président sur le sujet.

C’est bien pour cela que je disais que je ne sais pas vraiment si cet aspect de la question a été pris en compte dans la valorisation de l’action, vu que pas grand monde n’en avait conscience.

Cordialement,

Merci pour cette intéressante conversation qui me fait entrevoir la complexité des enjeux, et qui me donnerait presque envie de shorter la valeur si le marché ne s’en était déjà chargé depuis un moment.

J’ignore si Morningstar a saisi tous les aspects du problème - ni d’ailleurs le marché qui fait gagner plus de 10% à la valeur en ce moment -, en tout cas EDF y est doté de 5 étoiles avec un objectif de cours de une fair value estimate de 17€. Je suppose qu’ils devront actualiser le Dividend Yield.

Je viens d’intégrer la dernière publication d’EDF à mon petit Excel.

Points négatifs

J’anticipais un FCF "pur jus" de -846 M€, il est finalement à -909 M€.
Dans le détail j’anticipais 11,9 Md€ de CFO et -12.8 Md€ de CFI, contre 12.9Md€ et -13.8Md€ dans les compte publiés.

Plus précisément :
- l’amortissement a été plus élevé que ce que j’anticipais (utilisation d’amortissement accéléré ?)
- les frais financiers sur la dette financière ont été moindres que ce que j’avais prévu (pourquoi ?)
- les investissements ont été plus importants que ce que je prévoyais (anticipation pour les faire baisser ces prochaines années).
Je n’ai pas encore creusé ces écarts en détail.

Post-dividende, on est à -2.7 Md€.

Le bilan s’est par ailleurs assez fortement dégradé, ce qui n’est pas forcément une bonne nouvelle quand on sait d’où on part.

Enfin, les risques évoqués précédemment sur l’effritement de la base clients, le marché de gros, Areva NP, etc. sont toujours très présents.

Points positifs

EDF a longtemps eu un RN à 3 Md € et un FCF à -3 Md €.
En clair une pratique assez étrange qui maximisait son impôt sans autre avenir pour son actionnaire qu’un dividende non-soutenable.

Les choses ont l’air d’évoluer : RN réduit (via dépréciations et amortissement accéléré, donc on peut s’attendre à un IS plus faible l’an prochain), négociation avec l’Etat pour qu’il prenne son dividende en actions et non plus en cash + baisse du dividende, premiers impacts des baisses de coûts, etc. pourraient donner un premier petit bol d’air à EDF (modulo le rachat d’Areva NP)

L’avenir n’est pas rose, mais il est possible que le bateau commence à tourner dans la bonne direction. Toutefois, ne nous y trompons pas : le passif de dettes à épurer* avant de retrouver une situation un peu plus saine est plus que conséquent.

*il ne s’agit pas, pour une utilities, de se désendetter totalement bien évidemment.

Igorgonzola a écrit :

Je n’ai plus les données exactes, mais il me semble que pendant de nombreuses années, alors que le coût de production marginal du nucléaire était à 7€/MW, le prix de vente était de l’ordre de 35€.

La "libéralisation" du marché de l’électricité européen a fait payer aux consommateurs Français un prix de l’énergie déterminé, comme vous l’expliquiez dans un post plus haut, au prix de production marginal des centrales à charbon/gaz allemandes….

C’est le propre de tout marché que de se rémunérer sur le coût de production du dernier appelé.

Avec la libéralisation, le problème c’est qu’on se récupère l’électricité des éoliennes et du solaire allemands (rémunérés hors marché ou au marché + prime) en plus de nos moyens EnR (également rémunérés hors marché) qui diminuent la demande résiduelle (ou décalent les courbes d’offre sur la droite, au choix) et font donc baisser le prix de gros pendant l’essentiel des heures de l’année.

Et impossible de vous rattraper sur les quelques dizaines ou centaines heures de pointe de charbon/gaz/fioul pour rentabiliser vos moyens de production nucléaire, puisqu’elles sont peu nombreuses et qu’en plus le prix pour ces heures est cappé à la hausse (3000€/MWh) par les règles de marché.

Dans un marché normal c’est par le signal prix que les moyens de production entrent ou sortent d’un marché. Mais il y en général beaucoup de petits moyens de production, des prix libres à la hausse ou à la baisse, et donc les ajustements se font sans forcément de rupture nette.

Dans le marché de l’électricité, le problème c’est que vous avez :
(1) un équilibre qui nécessite que les moyens de productions soient dimensionnés pour les pointes de consommation (donc par essence sur-capacitaire)
(2) et, dans le cas français, de gros moyens centralisés (1.1GW) avec une durée de vie de 40-50-60 ans et qui mettent 5 à 10ans à être construits.
Donc les ajustements peuvent être douloureux : soit pour le consommateur (quelle valeur attribuez vous aux coupures d’électricité ? un jour il faudra probablement se poser la question, tout comme se pose déjà la question de la remuneration de l’effacement et de la capacité), soit pour le producteur (cf comptes d’EDF).

La file a maintenant presque 5 ans.

Finalement, à l’époque, j’avais de meilleurs réflexes qu’aujourd’hui :

InvestisseurHeureux, 2011 a écrit :

Le dossier EDF est bcp trop politique.

Etat français actionnaire à 85%, stratégie nucléaire français qui dépend de l’Etat français, prix de vente de l’électricité en France qui dépend de l’Etat français, régime de retraite particulier pour les salariés, etc.

Vraiment un utility qu’il ne faut pas avoir en portefeuille IMHO, quelque soit son prix.

Et surtout, un FCF négatif alors que le CA n’augmente pas :

InvestisseurHeureux, 2011 a écrit :

D’après ce que je sais, MorningStar met Enel ainsi qu’EDF en "narrow moat" mais je ne partage pas leur avis sur EDF dont le Free Cash Flow m’apparait négatif 3 fois sur les 4 derniers exercices.

Aujourd’hui je m’enquiquine à essayer de séparer le Capex d’investissement du Capex de maintenance (dans le cas de Kinder Morgan) au lieu de m’en tenir à cette règle simple : FCF négatif pendant plusieurs années = à ne pas toucher même avec un bâton !

Mieux vaut passer à côté d’opportunités que se retrouver avec des canards boiteux.

WhiteTiger a écrit :

Si cela peut vous aider, ce que vous appelez le "CAPEX de maintenance" se trouve généralement sous l’apellation "OPEX". C’est la deuxième composante financière d’évaluation du coût d’un projet.

A savoir aussi, un pipeline (au moins en O&G) à une durée de vie limitée, au bout de laquelle, il faut remplacer le pipe. L’OPEX inclus tous les coûts de maintenance estimés pour cette durée de vie mais pas les coûts de remplacement pour prolonger l’exploitation.

A noter que s’il est assez facile de trouver l’information concernant le CAPEX d’un projet, l’OPEX est souvent/toujours une donnée confidentielle.

WhiteTiger, je pense qu’il y a une confusion avec le mot "maintenance".

Ce que vous appelez maintenance -Opex correspond à des frais de maintenance pour maintenir en l’état le pipe line jusqu’à sa fin de vie . A ce titre il s’agit bien d’un Opex.

Je pense que ce que IH appelle "Capex de Maintenance" est l’investissement qu’il faudrait faire pour remplacer le pipeline à sa fin de vie afin de "maintenir" les revenus.

A ces Capex de Maintenance, on oppose des Capex d’Investissement qui concernerait de nouveaux pipe line sur de nouvelles routes pour permettre une croissance additionnelle de chiffre d’affaire.

Même si je vous rejoins sur la plupart des points, ce n’est pas sur la partie résidentielle qu’EDF vend (sous-entendu sa production) à perte, car la plupart des clients résidentiels sont encore au tarif réglementé (part fourniture équivalente à 50 €/MWh) pour un cours de marché à ce jour de  26 €/MWh.

Ce cours de marché étant quant à lui la base des contrats vendus aux industriels qui n’ont plus droit au tarif réglementé depuis le 01/01/2016.

Donc c’est plutôt tant que les clients résidentiels ne se bougent pas trop qu’ils engrangent encore un peu de cash sur cette partie là (ou alors s’ils arrivent à en perdre ici, c’est vraiment encore bien pire sur le reste).

Combien de temps des clients resteront au tarif réglementé si les cours de marché restent à ces niveaux ? Ils le sont restés jusqu’à maintenant, car peu voulaient s’embêter quand on leur proposait "seulement" -5% sur la facture.

Mais pour atteindre un seuil psychologique avec effet de masse, il ne sera pas forcément nécessaire d’attendre les - 50 % qui avaient fait explosé il y a 15 ans le abonnements à France Telecom, car une facture annuelle d’électricité, ça représente en euros un montant bien plus substantiel qu’une facture telecom.

Pour le moment, les concurrents n’ont pas encore été trop agressifs en répliquant la baisse récente dans leurs offres à destination des particuliers (amha parce qu’ils ont quelques appels de marge dûs à des achats passés qui les limitent provisoirement dans leur possibilité de nouveau sourcing). Mais si les cours de marché restent à ces niveaux, ça ne durera pas éternellement. Soit EDF les perdra et sa rente du tarif réglementé avec, soit ils devront aligner leur prix sur une base cours de marché (effet idem pour la rente).

Si on ajoute ça que les garanties de capacité (mécanisme réglementaire complexe qui profiterait à EDF grâce à son parc de production) prévues pour 2017 sont actuellement en porte-faux vis-à-vis de la CE qui les considère comme des aides d’état, ça commence à faire beaucoup.

Bien sûr si les prix de marché revenaient à 50 €/MWh, ça changerait déjà un peu les choses.