EDF Energy

EDF Energy, filiale détenue à 100 % par EDF, est un énergéticien inté-gré, qui produit, distribue et commercialise de l’électricité et du gaz au Royaume-Uni au travers de ses branches « Energy », « Customers » et « Networks ». En 2006, EDF Energy était le premier distributeur d’électricité (en volume d’électricité distribué et en valeur d’actifs régulés) et le cinquième commercialisateur ex-aequo d’électricité (en nombre de « comptes clients²¹» au Royaume-Uni (source : EDF Energy/Datamonitor). EDF Energy est également un producteur

important d’électricité et l’une des entreprises de son secteur les plus actives (en volumes d’investissements) au Royaume-Uni sur le marché des projets d’infrastructures électriques publics et/ou privés (Private Finance Initiatives/Public Private Partnerships— « PFI/PPP ») (source : EDF Energy). En 2006, EDF Energy a distribué de l’électricité à plus de 7,9 millions de foyers et d’entreprises à Londres, dans l’Est et au Sud-Est de l’Angleterre, via un réseau de plus de 175 000 kilomètres ; elle a vendu pour 53,5 TWh d’électricité et pour 25,8 TWh de gaz. Fin 2006, EDF Energy avait 5,5 millions de comptes-clients comprenant des clients résidentiels, des PME-PMI et des grandes entreprises. Au 31 décembre 2006, la capacité de production d’EDF Energy s’élevait à 4,8 GW (à l’exclusion des Power Purchase Agreements (« PPA »)).

Le chiffre d’affaires d’EDF Energy pour l’exercice clos le 31 décembre 2006 était de 8 319 millions d’euros. EDF Energy employait environ 12 320 personnes.

Le tableau ci-après présente les chiffres clés d’EDF Energy au cours des deux derniers exercices :

6.3.1.1.1Environnement de marché – Evolution des prix En ce qui concerne l’année 2006, le prix moyen de gros de l’électri-cité au Royaume-Uni a augmenté légèrement pour atteindre un niveau de 53 livres sterling/MWh en mars 2006 (au mois de décembre 2005, le prix était de 52 livres sterling/MWh). Depuis cette date, le prix a baissé de façon régulière pour atteindre un niveau de 41 livres sterling/MWh en décembre 2006.

Ces prix restent plus volatiles que ceux de la plaque franco-allemande en raison principalement de leur plus forte corrélation au prix du gaz et de capacités d’interconnexion limitées.

Après une augmentation significative au cours des trois dernières années, les prix du charbon au Royaume-Uni se sont relativement stabilisés à la fin de l’année 2006 (environ 70,6 USD la tonne au

31 décembre 2006). Entre mars 2006 et décembre 2006, les prix du gaz au Royaume-Uni sont passés d’environ 0,45 livre sterling par therm à environ 0,38 livre sterling par therm. En raison de l’augmen-tation des prix de gros de l’électricité et du gaz et des coûts liés aux émissions de carbone, EDF Energy a décidé, au cours de l’année 2006, d’augmenter les prix de vente des clients résidentiels et des PME à hauteur de 4,7 % pour l’électricité et de 14,7 % pour le gaz en mars 2006 et puis à hauteur de 8 % pour l’électricité et de 19 % pour le gaz en août 2006.

6.3.1.1.2Activités d’EDF Energy

6.3.1.1.2.1Production

La branche « Energie » d’EDF Energy exploite trois centrales dont la capacité totale de production est de 4,8 GW :

31 décembre 31 décembre 2005⁽¹⁾ 2006⁽¹⁾

Chiffre d’affaires (en millions d’euros)⁽²⁾ 6 674 8 319

Electricité 4 754 5 866

Gaz 550 889

Autres 1 370 1 564

Electricité (en GWh) 52 719 53 462

Gaz (en GWh) 21 287 25 849

Nombre de comptes clients (en milliers) 5 052 5 497

Valeur nette des réseaux régulés (en milliards de livres sterling) 2,9 3,1

Valeur nette des réseaux régulés (en milliards d’euros) 4,2 4,6

(1) Chiffres 2005 et 2006 tels que publiés et contributifs.

(2) Les taux de change utilisés pour les éléments du bilan sont de 1 livre sterling pour 1,459215 euros en 2005 et 1,4892 euros pour 2006 et pour les éléments du compte de résultat 1 livre sterling pour 1,464110 euros pour 2005 et 1,4665 euros pour 2006.

20Hors participation indirecte détenue par EDF par l’intermédiaire de Véolia Environnement.

21A un même client peuvent correspondre jusqu’à deux comptes-clients, un pour l’électricité et un pour le gaz.

•Sutton Bridge, située dans le Lincolnshire. Sutton Bridge est une centrale thermique à cycle combiné au gaz naturel (« CCGT ») avec une capacité de 803 MW. Elle a été mise en service en mai 1999.

•Cottam, située dans le Nottinghamshire. Cottam est une centrale thermique fonctionnant au charbon d’une capacité de 2 008 MW, composée de quatre unités. Elle a été mise en service en 1970.

•West Burton, située dans le Nottinghamshire. West Burton est une centrale thermique fonctionnant au charbon constituée de quatre unités produisant chacune 500 MW et de deux unités thermiques à cycle combiné au gaz naturel de 20 MW chacune, pour une capa-cité totale de 2 012 MW. Elle a été mise en service en 1970.

La Branche Energie dispose également d’intérêts au sein d’autres pro-ducteurs, et détient notamment une participation de 18,6 % dans la centrale de Barking, à Londres, ainsi que dans des champs d’éo-liennes situées au Nord-Est et à l’Est de l’Angleterre.

EDF Energy dispose de capacités de production diversifiées réparties entre les centrales thermiques à gaz et au charbon qui peuvent assurer une production en base ou en pointe. EDF Energy a produit 25,4 TWh d’électricité destinée à la vente en 2006. La production des centrales d’EDF Energy permet de couvrir la demande de ses clients résidentiels et petites entreprises, alors que la demande des grandes entreprises, dont la consommation est mesurée toutes les demi-heures, est cou-verte par les achats sur les marchés de gros.

Achat de combustibles et d’énergie et gestion des risques Principes généraux

EDF Energy achète et vend de l’électricité et achète du gaz et du char-bon sur les marchés de gros afin de satisfaire les besoins de produc-tion des centrales et des clients d’EDF Energy.

EDF Energy adopte une stratégie de gestion des risques différente selon les clients, en distinguant :

•les clients dont la consommation est mesurée et relevée toutes les demi-heures ;

•les autres clients, essentiellement les clients résidentiels et entre-prises faibles consommateurs.

Pour les clients résidentiels et les entreprises faiblement consomma-trices, la stratégie de couverture des risques mise en œuvre par EDF Energy consiste à déterminer à l’avance une exposition minimale au risque de variations des prix de l’énergie sur les marchés de gros. Une fois ce degré d’exposition défini, des niveaux de couverture maximum et minimum ainsi que des limites de contrôle des risques sont fixées et servent de base à la stratégie d’approvisionnement pour l’en-semble des matières premières (charbon, gaz, énergie et carbone).

Pour les clients dont la consommation est mesurée et relevée toutes les demi-heures, la stratégie de gestion des risques consiste à couvrir, dès leur signature, les contrats de vente d’énergie par des contrats d’achat à terme.

Approvisionnement en électricité

Au-delà de sa production propre, EDF Energy s’approvisionne en élec-tricité au travers de :

•contrats d’achats long terme avec la centrale à cycle combiné à gaz de Barking à Londres, la centrale de Teeside et Scottish and Southern Energy. L’ensemble de ces contrats d’achats d’électricité représente annuellement environ 6 TWh, les premiers d’entre eux expirant à partir de 2008 ;

•contrats avec des producteurs directement connectés aux réseaux de distribution, sans passer par le réseau de transport. Il s’agit majo-ritairement de producteurs d’électricité utilisant des sources d’éner-gie renouvelables. L’achat de la production de ces producteurs per-met à EDF Energy de s’approvisionner en électricité au plus près des zones de demande d’électricité, réduisant ainsi ses coûts de trans-port. EDF Energy acquiert actuellement environ 1 TWh par an sur ce marché ;

•contrats d’achats en gros, portant sur des quantités et concernant des périodes variables, conçus afin de satisfaire à la stratégie d’EDF Energy dans les limites des paramètres de risques arrêtées à l’avance. EDF Energy acquiert actuellement environ 21,1 TWh par an par ce moyen.

Approvisionnement en gaz et en charbon

La fourniture de gaz, à la fois destinée aux clients finals (25,8 TWh) et à la centrale de Sutton Bridge (11,1 TWh) (centrale à cycle combiné au gaz naturel), repose sur un portefeuille de contrats diversifié en termes de type de contrats, de conditions et de contreparties.

Les achats de charbon s’effectuent sur la base de prévisions de pro-duction et des niveaux de stocks de charbon. Le portefeuille de contrats d’EDF Energy est composé pour environ 50 % de charbon en provenance du Royaume-Uni et pour les 50 % de charbon d’origine internationale. En 2003, EDF Energy a conclu un contrat de fourni-ture de charbon d’une durée de trois ans avec UK Coal, dont le prix est inférieur au prix actuel du marché pour le charbon importé. EDF Energy a conclu avec UK Coal un autre contrat du même type, en vigueur jusqu’en 2009.

Collaboration avec EDF Trading et la Direction Gaz

Depuis le début de l’année 2006, EDF Trading assure la fourniture de la totalité du charbon importé par EDF Energy. Cela permet à EDF Trading, qui est l’un des principaux négociants de charbon en Europe, d’utiliser l’effet de levier résultant de la quantité importante de char-bon concernée, à la fois en termes de prix et de gestion de la logis-tique associée à la livraison du charbon dans les ports britanniques.

Concernant le marché du gaz, EDF Energy étudie les opportunités qui pourraient lui permettre de tirer profit de la position gaz du Groupe EDF afin de conserver des coûts d’approvisionnement compétitifs pour la fourniture du gaz à ses clients résidentiels (environ 1,5 mil-lion). En particulier, EDF Energy travaille en collaboration avec la direc-tion Gaz d’EDF et EDF Trading dans le but de constituer un porte-feuille d’achat et de stockage à long terme à l’échelle du marché européen.

Concernant le marché des quotas d’émission de CO2, EDF Trading est responsable de la couverture des besoins d’EDF Energy en matière de certificats d’émission de CO2.

Consultation lancée par le Gouvernement du Royaume-Uni concernant le marché de l’énergie britannique.

Le 11 juillet 2006, le gouvernement britannique a publié les conclu-sions de sa consultation relative au marché de l’énergie. Aux termes de ces conclusions, il apparaît que les enjeux majeurs liés au marché de l’énergie sont le contrôle des émissions de CO2et la sécurisation de l’approvisionnement. En l'absence d'une démarche volontariste du gouvernement, il semble que les émissions de CO2 pourraient s’établir en 2050 à un niveau équivalent à celui de 1990, alors même que le gouvernement avait pour objectif de les réduire de 60 %. En matière de sécurisation de l’approvisionnement, le gouvernement estime que d’ici à 2020, le degré de dépendance du Royaume-Uni vis-à-vis des importations de gaz serait de l’ordre de 80-90 %, alors que le Royaume-Uni était quasiment autosuffisant en 2005.

Une des conclusions majeures à retenir de cette consultation est que le gouvernement s’efforcera de faire du prix du carbone un signal de marché pertinent afin que les investisseurs puissent intégrer ces infor-mations dans leur décision d’investissement. Le gouvernement entend atteindre cet objectif dans le cadre de la négociation d’un plan européen du marché des émissions (« EU Emissions Trading Scheme – ETS ») plus contraignant pour la période post-2012. Dans le même temps, le gouvernement conservera, si nécessaire, la possi-bilité de renforcer ledit plan par d’autres mesures.

L'action du gouvernement sur l'approvisionnement est particulière-ment ciblée sur les énergies renouvelables et nucléaire. A compter de 2015, il est prévu que les fournisseurs d’électricité proposent 15 % de la production totale d’énergie à partir d’énergies renouvelables. Le gouvernement souhaite que ce pourcentage atteigne 20 % en 2020, tout en évitant que cela se traduise par un surcoût qui devra être sup-porté par le consommateur.

Enfin, aux termes de ces conclusions, le gouvernement britannique indique qu’il souhaite que le parc de centrales nucléaires soit moder-nisé par la construction de nouvelles centrales, mais précise qu’au-cune subvention ne sera mise en place pour parvenir à cet objectif. Le gouvernement a en outre lancé au début de l'année 2007 une consultation visant à assouplir le cadre réglementaire en vigueur lié à la construction de nouveaux moyens de productions nucléaires. Cette consultation prendra la forme d’un livre blanc sur l'énergie (« Energy White Paper »).

Rapport Stern

Le rapport de M. Nicholas Stern destiné au Ministre de l’Economie du gouvernement britannique portant sur le changement climatique a été rendu public le 30 octobre 2006. EDF partage la conclusion de ce rapport qui constate qu’une initative rapide visant à réduire les émis-sions de gaz à effet de serre s’impose. A ce titre, il existe une oppor-tunité notamment en Europe, de remplacer les centrales émettrices de gaz à effet de serre arrivant en fin de vie par des centrales émet-tant moins de gaz à effet de serre en raison de l’utilisation de l’éner-gie nucléaire ou renouvelable ou par des centrales possédant des sys-tèmes de rétention et de stockage de ces gaz.

Développement des capacités de production

Afin de préserver sa stratégie d’intégration verticale en dépit de la diminution des volumes résultant des contrats à long terme existants et de la réduction potentielle, en raison des contraintes

environne-mentales, de la production des centrales à charbon, EDF Energy envi-sage actuellement la conclusion de nouveaux contrats d’achat, à long terme, la prise de participation dans la production de centrales, l’achat de moyens de production additionnels ou la construction de nouveaux moyens de production sur des sites existants.

Une demande d’autorisation a été déposée auprès des autorités com-pétentes en vertu de l’article 36 de l’« Electricity Act » de 1989 concernant une centrale CCGT de 1 280 MW à Sutton Bridge et une centrale CCGT de 1 260 MW à West Burton. En outre, EDF Energy envisage d’élargir son portefeuille (à hauteur de 900 MW) en ce qui concerne les usines de production d’énergie renouvelables (éolien

«onshore») à l’horizon 2015. Des projets de développement de parcs éoliens portant sur environ 30 MW sont actuellement en cours et une candidature a été déposée en 2006 pour le développement d’un parc éolien « offshore» près de Teesside dans le Nord-Est de l’Angleterre, qui aurait une capacité potentielle de production se situant entre 60 et 108 MW.

Une équipe « Projet Nucléaire » a en outre été mise en place à Londres afin de pouvoir réaliser d’éventuels investissements dans de nouvelles installations nucléaire au Royaume-Uni, en s’appuyant sur l’expertise d’EDF dans ce domaine

6.3.1.1.2.2Commercialisation

En 2006, EDF Energy a regroupé ses différentes marques de commer-cialisation sous la marque unique dénommée « EDF Energy ». Au 31 décembre 2006, EDF Energy avait 4,2 millions de clients et 5,5 millions de comptes-clients²². Au cours de l’exercice 2006, 19,8 TWh d’électri-cité ont été fournis à plus de 3,5 millions de comptes-clients résiden-tiels, 279 000 comptes-clients « petites et moyennes entreprises » et 33,7 TWh d’électricité à 188 000 comptes-clients « grandes entre-prises ». Au cours de cette même période, 25,8 TWh de gaz ont été fournis à 1,5 million de comptes-clients.

Les comptes-clients d’EDF Energy ont augmenté de 0,4 million au titre de l’exercice 2006 et les ventes aux grandes entreprises ont aug-menté de 320 MWh. EDF Energy est, à présent, un des premiers four-nisseurs d’énergie aux grandes entreprises du Royaume-Uni.

6.3.1.1.2.3Distribution

La Branche Réseaux d’EDF Energy exploite trois réseaux de distribu-tion contigus à Londres, dans l’est de l’Angleterre et dans le sud-est de l’Angleterre. Conformément aux dispositions des règlements de l’Ofgem applicables aux Opérateurs des Réseaux de Distribution (Distribution Network Operators, « DNOs »), la Branche Réseaux est filialisée, afin ne pas entraver la concurrence ou générer des distor-sions de concurrence, pour la fourniture d’électricité ou de gaz, la production d’électricité ou le transport de gaz.

Réseaux

Le réseau d’EDF Energy couvre plus de 29 000 km²et distribue annuellement 89 TWh d’électricité via 48 000 km de lignes aériennes et 127 000 km de lignes souterraines. Avec 7,9 millions de clients, EDF Energy est le distributeur d’électricité le plus important (en volumes et en valeur d’actifs régulés) au Royaume-Uni.

Chaque réseau de distribution est soumis à des conditions

d’exploita-22Un client peut avoir jusqu’à deux comptes-clients : un pour l’électricité et un autre pour le gaz.

tion très différentes, avec notamment un réseau urbain très concen-tré à Londres et une combinaison de réseaux ruraux et urbains au Sud et à l’Est de l’Angleterre. EDF Energy a investi plus de 354 millions de livres sterling au cours de l’exercice 2006 dans le cadre d’opérations de remplacement, de renforcement et d’extension de son réseau.

La performance du réseau d’EDF Energy n’a cessé de s’améliorer au cours des trois dernières années. Les performances du réseau (en termes de continuité d’approvisionnement) sont, néanmoins, plus élevées à Londres que dans les autres régions, en raison d’un réseau presque uniquement souterrain, moins exposé aux variations clima-tiques extrêmes que les réseaux des autres régions.

L’activité des réseaux génère un revenu via les redevances du Distribution Use of System(« DuoS ») prélevées au niveau des nisseurs avec lesquels le consommateur a conclu un contrat de four-niture. Les redevances prélevées par les Opérateurs des Réseaux de Distribution d’EDF Energy sont parmi les plus faibles du Royaume-Uni.

Tarifs de distribution

Le processus de révision tarifaire conduit par l’Ofgem en 2005 a porté notamment sur le niveau des investissements pour la période 2005-2010 (débutant à compter du 1^eravril 2005), le niveau des dépenses d’exploitation, les gains de productivité supplémentaires pouvant être attendus et la rémunération de la base d’actifs. Les nouveaux tarifs sont entrés en vigueur le 1^eravril 2005. Cette révision tarifaire a été considérée par EDF Energy comme globalement satisfaisante. Le pro-cessus de révision tarifaire a abouti à une augmentation des dépenses d’investissements de 2,2 milliards de livres sterling sur la période considérée. En revanche, l’Ofgem a décidé une diminution du niveau des dépenses d’exploitation autorisées par rapport à la période précé-dente à la suite de quoi la Branche Réseaux a initié un important pro-gramme de réduction des coûts.

La Branche Réseaux a atteint ses objectifs d’investissement pour l’an-née 2006. Elle a par ailleurs fait des progrès importants en ce qui concerne son programme de réduction des coûts. Parmi ses initia-tives, figurent l’introduction d’un nouveau modèle organisationnel visant à une gestion plus efficace des ressources, à la réduction du temps de transport des équipes et à celle du nombre de propriétés occupées.

Câbles souterrains

Comme tous les distributeurs au Royaume-Uni, les réseaux d’EDF Energy comportent des câbles souterrains isolés avec de l’huile sous pression (« Fluid Filled Cables» ou « FFC »). Ces câbles peuvent fuir et donc polluer le sous-sol. Ce problème fait l’objet de discussions entre l’Agence britannique de protection de l’environnement, l’Ofgem et les distributeurs.

L’Ofgem suggère qu’au cours de la période tarifaire actuelle pour la période 2005-2010, les distributeurs renforcent leur stratégie de ges-tion des fuites ; au fur et à mesure que se développera une meilleure analyse de la nécessité de remplacer des câbles, les discussions se poursuivront avec les distributeurs sur le niveau des dépenses.

L’Ofgem confirme que s’il est nécessaire d’accroître significativement le niveau des dépenses par rapport à ce qui est prévu pour la période tarifaire actuelle, elle recherchera préalablement un accord avec les distributeurs sur le traitement de ces dépenses.

Le point de vue général de l’Ofgem est que le mécanisme tarifaire 2005/2010 prévoit des dépenses de remplacement importantes. Ces dépenses s’élèvent à 58 millions de livres sterling pour EDF Energy qui entend utiliser ce montant pour remplacer les FFC dans lesquels un incident a eu lieu ou dont le remplacement est nécessaire pour éviter la survenance d’un tel incident.

La Branche Réseaux s’est conformée aux « meilleures pratiques » en matière de gestion des FFC tout au long de leur durée de vie, notam-ment en développant sa stratégie de gestion des fuites. La plupart des câbles FFC possédés par la Branche Réseaux ont, à ce jour, été carto-graphiés sur la carte des zones à risques établie par l’Agence pour l’Environnement (AE), permettant ainsi de déterminer quand les FFC sont proches d’une zone à risques, ou quand ils en traversent une.

La Branche Réseaux s’est conformée aux « meilleures pratiques » en matière de gestion des FFC tout au long de leur durée de vie, notam-ment en développant sa stratégie de gestion des fuites. La plupart des câbles FFC possédés par la Branche Réseaux ont, à ce jour, été carto-graphiés sur la carte des zones à risques établie par l’Agence pour l’Environnement (AE), permettant ainsi de déterminer quand les FFC sont proches d’une zone à risques, ou quand ils en traversent une.