Transformacja sektora elektroenergetycznego

Transformacja sektora elektroenergetycznego Prezentacja kluczowych kwestii 18 listopada 2010

Odrobinę historii Obecny fakt istnienia dużych graczy energetycznych jest wynikiem doświadczeń związanych z implementacją mechanizmów rynkowych w energetyce 1990 2000 2010 Lata dziewięćdziesiąte Zmiana modeli funkcjonowania rynków energii elektrycznej koniec ery monopoli Duża wiara w rynek energii elektrycznej szeroka liberalizacja i deregulacja Efekt: Powstanie dużej ilości przedsiębiorstw energetycznych (głownie zajmujących się obrotem energią elektryczną), które miały ze sobą konkurować i tym samym stymulować wzrost wartości dla klienta Przełom wieków Załamanie rozwoju rynku kryzysy energetyczne (Kryzys Kalifornijski, upadek firmy Enron, seria blackoutów w Europie i Stanach Zjednoczonych) Przyczyną kryzysów był w dużej mierze zbyt szybko i szeroko wprowadzony liberalizm rynkowy Konsolidacja przedsiębiorstw energetycznych i wzmocnienie pozycji narodowych czempionów jako odpowiedź na konieczność zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Ochrona klimatu nowym wyzwaniem dla sektora energetycznego konieczność inwestycji przyspiesza procesy konsolidacyjne Teraźniejszość Era zintegrowanych pionowo koncernów energetycznych konkurujących ze sobą na rynkach globalnych Dalsza zaostrzanie wymogów środowiskowych w stosunku do sektora elektroenergetycznego Strona 2

W Polsce nieco później Konsolidacja w Polsce miała miejsce z około dziesięcioletnim opóźnieniem w stosunku do krajów Europy Zachodniej 1997 Koniec lat dziewięćdziesiątych Początek funkcjonowania konkurencyjnego rynku energii elektrycznej w Polsce Podział rynku na sektory: wytwarzania, przesyłu, dystrybucji i obrotu Sukcesywna liberalizacja rynku i procesy prywatyzacyjne 2006 Program dla Elektroenergetyki Procesy konsolidacyjne - powstanie zintegrowanych pionowo przedsiębiorstw energetycznych Przyczyna konsolidacji zwiększenie potencjału inwestycyjnego podmiotów Decyzje na temat budowy dużych podmiotów energetycznych podjęte z ok. dziesięcioletnim opóźnieniem w stosunku do innych krajów Dyskusja na temat docelowej ilości podmiotów zapis o możliwości połączenia Grupy ENERGA z inną grupą 2010 Teraźniejszość Pakiet klimatyczny i jego szczególny wymiar dla Polski Program budowy energetyki jądrowej Proces powstawania rynków regionalnych Strona 3

Czy Polska jest bezpieczna energetycznie? Polska znacznie odbiega od średniej europejskiej w zakresie mocy zainstalowanej per capita Moc zainstalowana netto w krajach Unii Europejskiej [kw/per capita] Polska 0,9 UE 27: ~ 1,6 Węgry Rumunia 0,9 0,9 Strefa Euro (16 krajów): ~ 1,74 Łotwa 0,9 Bułgaria 1,3 Grecja 1,3 Słowacja 1,4 Litwa 1,4 Malta 1,4 Wielka Brytania 1,4 Portugalia 1,5 Słowenia 1,5 Cypr 1,5 Holandia 1,5 Belgia 1,6 Niemcy 1,6 Irlandia 1,6 Włochy 1,6 Czechy 1,7 Francja 1,8 Estonia 2,0 Hiszpania 2,0 Dania 2,3 Austria 2,5 Finlandia 3,1 Luksemburg 3,4 Szwecja 3,7 Fakty Moc zainstalowana netto w polskim systemie elektroenergetycznym ~ 32,5 GW Wskaźnik mocy zainstalowanej netto per capita: ~ 0,9 kw Średni wskaźnik mocy zainstalowanej netto per capita dla krajów UE 27: ~1,6 kw Konieczność rozbudowy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej Konkluzje Potrzeba budowy ok. 25 GW dodatkowych mocy wytwórczych w celu osiągnięcia średniej europejskiej. Szacunkowe nakłady inwestycyjne związane z reelektryfikacją kraju wynoszą klika miliardów euro rocznie przez wiele lat. Strona 4

B r a k e m i s j i Jakie są skutki polityki energetyczno-klimatycznej UE? Zapisy pakietu klimatycznego przyjętego przez UE wymuszają zmianę struktury paliwowej polskiej energetyki, w tym budowę energetyki jądrowej 1,25 0,75 0,25 Jednostkowa emisja CO 2 dla wybranych technologii energetycznych [t/mwh] 1 0,5 0 1,05 0,95 Węgiel bunatny (stare instalacje) 0,85 0,8 Wegiel brunatny (nowe instalacje) 1 0,9 Węgiel kamienny (stare instalacje) 0,8 0,75 Węgiel kamienny (nowe instalacje) Procentowa struktura paliwowa mocy zainstalowanej 16% 17% 3% 45% 19% 27% 36% 37% 56% 20% 0,4 0,35 Gaz ziemny (blok gazowoparowy) 22% 67% 12% 12% 11% Wielka Brytania Niemcy Francja Włochy Elektrownie węglowe Elektrownie gazowe i olejowe Elektrownie odnawialne Elektrownie jądrowe Blok jądrowy Fakty Cel redukcyjny 20% lub 30% w stosunku do roku 1990 Rok bazowy 1990 a 2005 istotna różnica System aukcyjny docelowy system alokacji uprawnień. Możliwość darmowych derogacji dla elektroenergetyki pod warunkiem przeprowadzenia inwestycji skutkujących ograniczeniem emisji oraz dywersyfikacją struktury paliwowej. Konkluzje Konieczność dywersyfikacji struktury paliwowej w sektorze elektrowni i elektrociepłowni, który odpowiada obecnie za ok. 75% krajowej emisji CO 2, obejmująca budowę energetyki jądrowej. Konieczność uwzględnienia bardzo wysokich kosztów środowiskowych w cenie energii, w przypadku braku dywersyfikacji struktury paliwowej skutkująca obniżeniem konkurencyjności gospodarki. Strona 5

Polityka energetyczna zakłada wzrost mocy Wspólnym mianownikiem celów polskiej polityki energetycznej są inwestycje w nowe moce wytwórcze, w tym w energetykę jądrową Prognoza rozwoju mocy zainstalowanej w Polsce GW 60 50 40 30 20 10 0 Węgiel Atom Inne 6% 6% Gaz OZE 23% 2% 7% 86% 56% Planowany rozwój energetyki jądrowej - moc zainstalowana [MW] 5% 9% 2010 2030 15,1 GW Wygaszenia istniejących jednostek Ostateczna moc elektrowni jądrowych w poszczególnych okresach będzie zależeć od wybranej technologii warunkującej wielkość pojedynczych jednostek. Wybór technologii nie został jeszcze dokonany. Poziom 1000 1600 MW Poziom 3000 3500 MW Poziom 4000 5000 MW Główne kierunki Polityki Energetycznej Polski Wzrost bezpieczeństwa energetycznego Dywersyfikacja struktury wytwarzania energii elektrycznej poprzez wprowadzenie energetyki jądrowej Rozwój wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w tym biopaliw Rozwój konkurencyjnych rynków paliw i energii Ograniczenie oddziaływania energetyki na środowisko Poprawa efektywności energetycznej (jedyny z celów nie związany bezpośrednio z inwestycjami w nowe źródła wytwórcze. Konkluzja Wspólnym mianownikiem dla kierunków Polskiej Polityki Energetycznej są inwestycje głównie w sektorze wytwarzania. 2010 2020 2025 2030 Strona 6

Energetyka jądrowa jest zarezerwowana dla dużych Obecnie projekty dotyczące budowy elektrowni jądrowych są realizowane tylko przez największych graczy Specyfika inwestycji w energetykę jądrową Energetyka jądrowa wymaga bardzo dużych nakładów kapitałowych. Inwestor musi udowodnić, że inwestycja spełnia wszystkie wymogi bezpieczeństwa jądrowego. Inwestor operator musi zapewnić gromadzenie środków finansowych i składowanie odpadów, wypalonego paliwa jądrowego oraz likwidację instalacji jądrowych. Inwestor operator ponosi odpowiedzialność za ewentualne szkody jądrowe. Wszystkie projekty jądrowe są realizowane przy wsparciu Państwa. Projekty inwestycyjne i inwestorzy w zakresie energetyki jądrowej Francja: Projekt Flamanville i Projekt Penly EDF Finlandia: Projekt Olkiluoto III TVO (m.in. Fortum), Projekt Olkiluoto IV TVO (m.in. Fortum), Projekt Fennovoima (m.in. E.ON) Słowacja: Projekt Mohovce III i IV Slovenske Elektrarne (Enel), Projket Bohunice (CEZ) Rumunia: Projekt Cernavoda III i IV Nuclearelectrica i Projekt Cernavoda V Nuclearelectrica, CEZ, Enel, GDF, RWE, Iberdrola. Bułgaria: Projekt Belene BEH. Wielka Brytania: Program budowy elektrowni jądrowych: RWE, EdF, E.ON Olkiluoto Konkluzja Skala, wielkość koniecznego do zaangażowania kapitału, zakres obowiązków i odpowiedzialności powodują, że inwestycje w energetyce jądrowej są prowadzone tylko przez największe podmioty dysponujące odpowiednim potencjałem finansowym i kompetencyjnym. Flamanville Penly Mochovce Bohunice Cernavoda Belene Kraje budujące elektrownie jądrowe Kraje planujące lub proponujące budowę elektrowni jądrowej Dane WNA na dzień 1 grudnia 2009 Strona 7

Jak ważne są synergie inwestycyjne? Duże podmioty o zabezpieczonej ekspozycji na ryzyko rynkowe są w stanie realizować inwestycje taniej Długa pozycja PGE [TWh] Krótka pozycja ENERGA [TWh] Długa pozycja połączonych podmiotów [TWh] 4,2 11,6 25,5 18,1 56,0 56 30,5 18,1 13,9 30,5 4,2 Wytwarzanie Obrót Długa pozycja Wytwarzanie Obrót Krótka pozycja Wytwarzanie Obrót Długa pozycja Synergie inwestycyjne: Obniżenie kosztu kapitału Organizacja inwestycji Redukcja ekspozycji na ryzyko rynkowe: Niższy koszt kapitału własnego Niższy koszt kapitału obcego redukcja marży Finansowanie na książkę Możliwość odejścia od kontraktu EPC (pod klucz) na rzecz kontraktacji wyspowej znaczne obniżenie nakładów inwestycyjnych Kontrakt EPC jest zazwyczaj wymogiem formuły finansowania Project Finance Lepsza pozycja negocjacyjna wobec dostawców technologii w wyniku efektów skali Strona 8

Jak sfinansować inwestycje? Kapitał obcy jest tańszy niż kapitał własny, w związku z czym jest powszechnie wykorzystywany do finansowania inwestycji Zadłużenie netto / EBITDA w wybranych podmiotach [2008] Iberdrola EdP Enel E.ON Fortum GdF Suez EdF RWE EnBW CEZ 0 1 2 3 4 5 Prognozowane zadłużenie netto / EBITDA w GK ENERGA i PGE 6 Fakty Przyjmuje się, iż bezpieczny poziom zadłużenia netto/ebitda znajduje się w przedziale pomiędzy 2,0x a 3,0x. Skumulowany poziom finansowania zewnętrznego niezbędnego do realizacji planowanych inwestycji przekracza możliwości finansowe ENERGA. Prowadzone obecnie przez ENERGA działania poszukiwania partnerów zewnętrznych, którzy będą także dostawcami części kapitału do nowych projektów są zrozumiałe, jednak oznaczają wzrost kosztów takich inwestycji (wyższe nakłady i wyższe koszty finansowania) oraz mogą ograniczać możliwości ENERGA do zarządzania portfelem aktywów wytwórczych. ENERGA PGE Konkluzje 4 2 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Większość realizowanych obecnie inwestycji w energetyce jest finansowanych przy znacznym wykorzystaniu kapitału obcego, jako tańszego źródła kapitału niż środki własne. PGE dysponuje odpowiednim potencjałem w zakresie pozyskania kapitału obcego na realizację inwestycji Strona 9

Co składa się na cenę energii elektrycznej? Za ok. 40% ceny energii elektrycznej płaconej przez odbiorców końcowych odpowiadają obszary regulowane Dekompozycja ceny energii elektrycznej w 2008 100% 8,7% 80% 27,8% 60% 40% 49,9% 20% 13,6% Obszary regulowane 0% Wytwarzanie Przesył Dystrybucja Obrót Dekompozycja ceny energii elektrycznej w 2008 roku rachunek prosty [%] Cena energii 100 Zużycie materiałów i energii 27 Usługi obce 23 Amortyzacja 10 Fakty Prawie 60% ceny energii dla odbiorcy końcowego w 2008 roku stanowiła cena czystej energii elektrycznej (bez opłat przesyłowych i dystrybucyjnych) Sektor przesyłu oraz dystrybucji jest sektorem w pełni regulowanym ponad 20% w przypadku rachunku prostego i ponad 30% w przypadku rachunku ciągnionego Istotnym składnikiem ceny energii elektrycznej są podatki Sektory przesyłu i dystrybucji są monopolami naturalnymi w związku z czym w ich przypadku nie można mówić o konkurencji. Połączenie PGE i ENERGA będzie miało charakter co najmniej neutralny w tych sektorach. W przypadku sektora dystrybucji, potencjalne synergie mogą przyczynić się do spadku cen. Wynagrodzenia Inne składniki niepodatkowe 9 (2) Zysk netto 9 Podatki 24 Strona 10

Co determinuje cenę w obszarze konkurencyjnym? Połączenie podmiotów nie daje bezpośrednich podstaw do oczekiwania zmian (wzrostu lub spadku) cen energii elektrycznej Determinanty cen energii elektrycznej i wpływ połączenia Podmiotów na cenę energii elektrycznej Czynnik Wpływ połączenia Komentarz Ceny paliw Umiarkowanie pozytywny W zależności od wykorzystania synergii kosztowych wpływ połączenia podmiotów będzie pozytywny tzn. będzie prowadzić do obniżenia kosztów paliwa. Ten efekt może dotyczyć węgla kamiennego, który jest wykorzystywany jednocześnie w aktywach wytwórczych PGE i ENERGA. Uprawnienia do emisji gazów cieplarnianych/koszty środowiskowe Zdecydowanie pozytywny Koncentracja podmiotów pozytywnie wpłynie na długoterminowy koszt zakupu uprawnień do emisji. Najważniejszym czynnikiem są w tym przypadku możliwości inwestycyjne połączonego Podmiotu, pozwalające na realizację inwestycji w technologie niskoemisyjne. Dodatkowe korzyści mogą powstać w wyniku realizacji synergii kosztowych związanych z zakupem uprawnień do emisji. Konieczność inwestycji i koszt kapitału Zdecydowanie pozytywny Koncentracja Podmiotów zwiększy ich możliwości inwestycyjne, obniży koszt kapitału połączonego podmiotu oraz spowoduje synergie w zakresie organizacji inwestycji. Wpłynie to pozytywnie na ceny energii elektrycznej w perspektywie długo i średnioterminowej. Zysk przedsiębiorstw energetycznych Umiarkowanie negatywny W modelowym ujęciu koncentracja na rynkach energii może prowadzić do ryzyka nadużywania siły rynkowej podmiotów dominujących. Należy jednak pamiętać o konieczności zapewnienia odpowiedniej wielkości przedsiębiorstw energetycznych, tak aby mogły one realizować Politykę Energetyczną Państwa lub przyjętą strategię rozwoju. Podatki i opłaty Neutralny Koncentracja podmiotów nie wpłynie w istoty sposób na wysokość podatków i opłat, a tym samym na cenę energii elektrycznej. Strona 11

Cena wzrośnie bo musi W perspektywie długoterminowej, cena energii elektrycznej będzie zbiegać do poziomu ceny wejścia nowych mocy Cena wejścia nowych mocy dla poszczególnych paliw w zależności od kosztów uprawnień do emisji gazów cieplarnianych [PLN/MWh] Węgiel kamienny 535 Gaz Atom 409 348 311 Brak wpływu ceny uprawnień do emisji na cenę wejścia w przypadku elektrowni jądrowych. 270 47 32 92 85 15 125 286 22 CO2 186 O&M Podatek (CIT) Paliwo Koszty kapitałowe 56 13 9 322 58 145 CO2 O&M Podatek (CIT) Paliwo Koszty kapitałowe 250 31 31 156 32 Obecny poziom cen energii na rynku hurtowym: 190 220 PLN/MWh O&M Podatek (CIT) Paliwo Koszty kapitałowe 15 /t 40 /t 100 /t Cena wejścia nowych mocy 15 /t 40 /t 100 /t Konkluzje 15 /t 40 /t 100 /t Definicja: Cenę wejścia nowych mocy ogólnie definiuje się jako hipotetyczną cenę energii elektrycznej, przy której opłacalne jest przeprowadzanie inwestycji w nowe moce. Przedstawione wyżej wyniki obliczeń zostały przygotowane dla przyjętego scenariusza warunków brzegowych, mają charakter ilustracyjny i nie mogą być traktowane jako prognoza cen energii. Ceny wejścia przekraczają poziom obecnej ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym. Koszty związane z zakupem uprawnień do emisji znacznie zwiększają cenę wejścia. W przypadku energetyki jądrowej największy wpływ na cenę wejścia mają koszty kapitałowej co wskazuje na duży potencjał synergii inwestycyjnych. Strona 12

Przyszłością rynek regionalny W nieodległej perspektywie rynek energii będzie rynkiem europejskim Inicjatywa regionalna Europy Środkowo-Wschodniej Proces tworzenia rynków regionalnych Import i eksport energii elektrycznej w Polsce 2003 - Rozporządzenie Komisji 1228/2003 Rok 2009 2006 - ERGEG tworzy inicjatywy regionalne -9,60 Polska Niemcy Czechy Słowacja Austria 2006 - Decyzja Komisji Europejskiej 2006/770/WE 2008 - Powołanie CAO - Central Allocation Office 2009 - Rozporządzenie 714/2009 2010-20 steps towards 2020 Eurelectric deklaracja odnośnie powstania rynków regionalnych do roku 2015 Rok 2005-16,19 [TWh] Eksport Import 7,40 5,00 Inicjatywa regionalna Europy Północnej Konkluzje Polska Niemcy Dania Norwegia Szwecja Realizowany obecnie plan integracji rynków europejskich będzie w długim terminie prowadził do konwergencji warunków działania przedsiębiorstw energetycznych w Europie. W związku z tym rozważane połączenie powinno być rozpatrywane w kontekście przyszłego rynku regionalnego. Istotnym jest natomiast, aby w okresie przejściowym doprowadzić do wzmocnienia pozycji podmiotów krajowych tak, aby mogły efektywnie konkurować na rynku regionalnym. Elementem drogi do tego celu jest połączenie PGE i ENERGA. Strona 13

Czy obecny potencjał PGE jest wystarczający? Nawet po połączeniu, powstały podmiot będzie znacznie mniejszy niż główni gracze europejscy obecni w regionie Europy Środkowej i Wschodniej EBITDA (mld EUR 2008) Przychody ze sprzedaży (mld EUR 2008) ENEL EDF GDF Suez E.ON RWE Iberdrola Vattenfall CEZ EDP Fortum ENBW PGE + E PGE Verbund ENERGA 0 3 3 3 3 2 2 1 4 6 8 14 14 14 13 E.ON GDF Suez EDF ENEL RWE Iberdrola ENBW Vattenfall EDP PGE + E CEZ PGE Fortum Verbund ENERGA 8 7 6 6 3 2 16 15 14 25 49 64 61 87 83 Moc elektryczna (GW 2008) Konkluzje EDF ENEL E.ON GDF Suez RWE Iberdrola Vattenfall EnBW CEZ Fortum PGE + E EDP PGE Verbund ENERGA 1 15 14 14 14 12 12 9 35 50 44 73 68 95 125 Obecnie nawet połączone PGE i ENERGA są zdecydowanie mniejsze niż inne europejskie firmy energetyczne jak EdF, RWE, czy Vattenfall. Większość z dużych graczy prowadzi już działalność w Polsce i z dużym prawdopodobieństwem będą brały udział w procesach prywatyzacyjnych polskiego sektora energetycznego w przyszłości Strona 14

Co robili konkurenci regionalni? (1) CEZ w przeciągu 10 lat dzięki wspieranej przez Państwo aktywnej strategii ekspansji krajowej i zagranicznej stał się jednym z liderów regionu Etapy rozwoju Grupy CEZ Spółka wytwórcza Do 2003 Aktywa CEZ Akwizycje krajowe 2003-2005 Aktywa CEZ Znaczący gracz regionalny 2005-2010 CEZ prowadził strategię rozwoju poprzez integrację łańcucha wartości kupując w pierwszej kolejności krajowe spółki energetyczne. W 2004 roku CEZ zakupił 5 spółek działających na rynku dystrybucji i obrotu. Po zbudowaniu masy krytycznej w kraju CEZ rozpoczął działalność M&A na rynku Europy Środkowej i Południowej. W okresie rozwoju działalności CEZ notował średnioroczny wzrost EBITDA na poziomie 21%. CEZ przyjął strategię, której zasadniczym celem jest osiągnięcie statusu lidera regionalnego w zakresie działalności w sektorze energetycznym. Fakty Działalność CEZ koncentruje się w regionie Europy Centralnej i Południowo-Wschodniej, gdzie spółka realizuje sformułowaną strategię poprzez aktywną działalność akwizycyjną na rynku energii i ciepła. Strategia rozwoju CEZ zakładająca wzrost potencjału w regionie poprzez aktywną działalność M&A przyczyniła się do utrzymania wysokiego poziomu i dynamiki wzrostu EBITDA spółki. Zmiany EBITDA CEZ - wzrost możliwości finansowania rozwoju (mld CZK) 22,98 25,11 39,6 CAGR 21% 50,1 64,3 75,3 87,2 90,3 Aktywa energetyczne CEZ Działalność handlowa CEZ 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Strona 15

Co robili konkurenci regionalni? (2) Vattenfall po osiągnięciu silnej pozycji na rynku krajowym rozpoczął ekspansję na rynkach Europy Zachodniej Etapy rozwoju Grupy Vattenfall Rozwój krajowy Do 1997 Znaczący gracz pan-europejski 1997-2010 Dominująca pozycja na rynku krajowym Fakty W latach 1992-1996 Vattenfall realizuje plan rozwoju/akwizycji na rynku krajowym oraz przygotowuje się do ekspansji międzynarodowej. W roku 1996 nastąpiło połączenie rynku nordyckiego w jeden wspólny rynek energii elektrycznej. Początek ekspansji międzynarodowej akwizycje na rynku nordyckim. W 1997 przyjęta została strategia rozwoju Vattenfall, która zakładała uzyskanie pozycji czołowego europejskiego przedsiębiorstwa energetycznego. Następuje stopniowa ekspansja na rynkach międzynarodowych. Vattenfall realizuje strategię ekspansji od 1997 roku i ma ambicje pan-europejskie. Ekspansja na rynku europejskim pozwoliła na znaczące zwiększenie potencjału wytwórczego tj. o 94% na przestrzeni lat 1997-2008. Strategia rozwoju zakładająca wzrost potencjału w regionie poprzez aktywną działalność M&A przyczyniła się do utrzymania wysokiego poziomu i dynamiki wzrostu EBITDA spółki. Zmiany EBITDA Vattenfall- wzrost możliwości finansowania rozwoju (mld SEK) CAGR 19% 43,2 43,8 45,8 46,0 9,8 11,7 18,2 25,5 24,5 31,3 Główne rynki Vattenfall Docelowe rynki Vattenfall 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Strona 16

Co robili konkurenci regionalni? (3) EDF jest spółką energetyczną o zasięgu globalnym. Potencjał rynkowy grupy zapewnia EDF możliwość efektywnego inwestowania w energetykę jądrową i podtrzymanie pozycji globalnego lidera w tym zakresie Etapy rozwoju Grupy EDF Spółka wytwórcza Do 1946 Dominująca pozycja na rynku Gracz europejski do 1970 Gracz globalny od 1984 Fakty Po ugruntowaniu pozycji na francuskim rynku i osiągnięciu tym samym odpowiedniej wielkości i potencjału finansowego, EdF rozpoczął ekspansję na rynki europejskie oraz światowe. Obecnie EDF jest głównym graczem francuskiego i brytyjskiego rynku energii, jednym ze znaczących podmiotów w Niemczech, Włoszech i w szeregu innych krajów na kontynencie europejskim oraz w Azji i Stanach Zjednoczonych. Potencjał zbudowany na krajowym rynku pozwolił mu na konkurowanie z największymi graczami na całym świecie. Dominująca pozycja Grupy EDF na rodzimym rynku elektroenergetycznym pozwoliła spółce na ekspansję na rynki europejskie i światowe oraz stanie się jednym z czołowych podmiotów na światowym rynku energetycznym. EdF jest monopolistą w zakresie energetyki jądrowej na narodowym rynku energii elektrycznej oraz największym podmiotem na świecie w tym zakresie. Pozwala to na ograniczenie emisji gazów cieplarnianych i redukcję ryzyk związanych z regulacjami środowiskowymi. We Francji EdF jest właścicielem i operatorem 19 elektrowni jądrowych z 58 reaktorami. W 2009 r. elektrownie te wyprodukowały 389,8 TWh energii elektrycznej, co odpowiadało 86% całkowitego wolumenu produkcji energii elektrycznej przez EdF we Francji. Obszar ekspansji międzynarodowej Strona 17