Eléments de conjoncture du secteur de l’énergie

de résultat comprend à compter du 1^erjanvier 2005 :

– les coûts d’acheminement de l’énergie, antérieurement enregis-trés dans la rubrique « Autres consommations externes » ; – les coûts liés aux droits d’émission de CO2, antérieurement

enre-gistrés dans la rubrique « Autres produits et charges opérationnels ».

Les effets de ces reclassements sur l’exercice 2005 sont décrits à la note 4.1 de l’annexe aux comptes consolidés 2006.

•Impact de l’application de l’interprétation IFRIC 4

L’interprétation IFRIC 4 «Déterminer si un accord contient un contrat de location » est entrée en application depuis le 1^erjanvier 2006.

Cette interprétation est relative à l’identification d’accords qui, bien que n’ayant pas la forme juridique d’un contrat de location, transfè-rent le droit d’utilisation d’un actif ou d’un groupe d’actifs spécifiques au preneur du contrat, dès lors que le preneur bénéficie d’une part substantielle de la production de l’actif et que le paiement n’est pas dépendant de la production ou du prix du marché. Les contrats répondant à ces critères sont alors comptabilisés comme des contrats de location opérationnelle ou financière, selon la norme IAS 17.

Le Groupe a procédé à la revue des contrats pour lesquels IFRIC 4 était susceptible de s’appliquer et a procédé aux retraitements néces-saires dans les états financiers de l’exercice 2005. La typologie des principaux contrats concernés par cette interprétation regroupe les contrats portant sur les centrales de production indépendantes d’électricité (IPP), par exemple en Amérique Latine et en Asie, certains contrats de construction et de gestion d’infrastructures qui appartien-nent à des tiers – comme au Royaume-Uni - et des contrats de four-nitures d’énergie.

L’application de cette interprétation est considérée comme un chan-gement de méthode et a conduit à retraiter les informations comparatives de la période précédente. L’impact sur les capitaux propres -part du Groupe s’élève à 152 millions d’euros au 1^erjanvier 2006 dont une variation positive des différences de conversion de 9 millions d’euros.

Le détail de l’impact de l’application de l’interprétation IFRIC 4 sur le compte de résultat, le bilan et le tableau de flux de trésorerie de l’exercice 2005 est présenté aux notes 4.2.1, 4.2.2 et 4.2.3 de l’an-nexe aux comptes consolidés 2006.

•Effet taux des cross currency swaps

Suite à un changement d’interprétation de la norme IAS 39 à comp-ter du 1^erjanvier 2006, le Groupe enregistre la variation de valeur liée à l’effet taux des dérivés de couverture d’investissement net à l’étran-ger en capitaux propres au même titre que la variation de valeur liée au change. Ces effets étaient antérieurement constatés en résultat.

Au titre de l’exercice 2006, l’effet taux sur les capitaux propres s’élève à (101) millions d’euros.

9.5.1 Eléments de conjoncture du secteur de l’énergie

9.5.1.1 Evolution des prix de marché et des tarifs de l’électricité et du gaz naturel

Prix spot

En 2006, les prix spot de l’électricité en Franceont augmenté de 5,6 % en base et 8,2 % en pointe par rapport à l’année 2005³⁴: ils s’établis-sent en moyenne à 49,3€/MWh en base et 69,3€/MWh en pointe, contre respectivement 46,7€/MWh et 64€/MWh en 2005, dans un

contexte de progression du prix du pétrole et de fortes variations sur le prix des permis d’émission de CO2. L’année 2006 a été marquée par des prix élevés en début d’année en raison d’un hiver froid et durable puis par un pic de prix fin juillet (avec un maximum sur la pointe atteint le 26 juillet à 417€/MWh), en raison de l’épisode caniculaire des 2 dernières semaines de ce mois. A partir de l’automne, les prix se sont établis à des niveaux bas pour la saison en raison de tempéra-tures clémentes.

En Allemagne, les prix spot se sont établis en moyenne à 50,8€/MWh en base et 73,3€/MWh en pointe³⁴soit une progression par rapport à 2005 de respectivement 10,5 % et 16,2 %.

Au Royaume-Uni, les prix spot sont en augmentation de 7 % sur la base et de 9,2 % sur la pointe et se sont fixés en moyenne à 59,1€/MWh en base et 76,5€/MWh en pointe³⁴. Cette augmenta-tion s’explique par la progression soutenue des prix du gaz naturel jusqu’à avril 2006. A noter qu’en fin d’année, la chute des prix du gaz naturel a entraîné vers le bas les prix spot de l’électricité.

Les prix spot en Italiesont en progression de 27,6 % en base et 23,7 % en pointe et se sont établis en moyenne à 74,7€/MWh en base et 106,2€/MWh en pointe³⁴. Les prix en Italie sont traditionnellement supérieurs à ceux constatés sur la plaque continentale car une grande partie de son électricité est produite à partir de fioul et de gaz naturel importés.

Prix à terme

Comme en 2005, les prix des contrats annuels sur les principaux mar-chés électriques européens ont progressé au cours de l’année 2006.

Le prix en France du contrat annuel 2007 s’est établi en moyenne³⁵à 56,4€/MWh en 2006³⁵, soit une progression de 33 % par rapport à celui du contrat annuel 2006, qui s’était négocié en moyenne à 42,2€/MWh en 2005.

En Allemagne, le prix du contrat annuel a progressé de 32 % : la cotation du contrat annuel passant de 41,2€/MWh en 2005 à 54,9€/MWh en 2006³⁵. Au Royaume Uni, le prix du contrat annuel a progressé de 15 % au cours de l’année 2006 par rapport à 2005 : en 2006 le prix du contrat annuel s’est négocié en moyenne à 71,4€/MWh contre 61,9€/MWh en 2005³⁵.

Début 2006, le prix des contrats annuels base en France et Allemagneont poursuivi leur forte progression entamée en 2005.

Alimentés notamment par la hausse du prix des permis d’émission de CO2et ceux du pétrole, ils ont atteint leur plus haut niveau mi-avril 2006. Ils ont ensuite baissé brusquement, parallèlement à la chute du prix des quotas de CO2. A la sortie de l’été, le niveau faible des prix du spot a entraîné le prix des contrats annuels France et Allemagne vers le bas : ils terminent l’année à un niveau plus faible que celui de début janvier 2006. Ainsi le contrat annuel pour livraison 2007 France termine l’année à 50,5€/MWh et le contrat annuel Allemagne à 50€/MWh, contre respectivement 52,7€/MWh et 50,2€/MWh au début janvier³⁵. Fin 2006, le différentiel de prix entre les contrats annuels France et Allemagne s’est donc presque complètement annulé.

Au Royaume-Uni, les prix de l’électricité ont suivi la baisse des prix du gaz naturel engagée à la sortie de l’hiver : au cours de l’année, le prix du contrat annuel anglais est passé de 80€/MWh début janvier à 52€/MWh en fin d’année³⁵.

Prix des permis d’émission de CO₂

Au cours de l’année 2006, le prix des permis d’émission de CO2de la première phase (2005-2007) s’est établi en moyenne à 17,6€/t, un niveau assez proche de celui constaté en 2005 : 18,2€/t³⁶.

Le prix des permis d’émission de CO2de la première phase a connu en début d’année une augmentation sensible, passant de 22,3€/t début janvier à 30,4€/t, son point maximum, le 19 avril³⁶. Le prix des permis d’émission de CO2a ensuite chuté, à mesure que les pays européens rendaient publics leurs niveaux d’émissions réalisés en 2005. Après avoir atteint un point bas à 9,3€/t mi-mai, le prix des permis d’émis-sion de CO2est remonté à la fin du premier semestre pour se stabili-ser dans une fourchette de 15 à 20€/t où il est resté jusqu’à mi-sep-tembre³⁶. A partir de l’automne, le prix des permis d’émission de CO2

n’a cessé de chuter en raison d’un faible nombre d’acheteurs. Il clôt l’année à 6,6€/t, son plus bas niveau de l’année³⁶.

Le prix des permis d’émission de CO2de la seconde phase (2008-2012) a suivi le prix des permis d’émission de CO2 de la première phase au cours de l’année 2006 jusqu’en octobre, où il s’est main-tenu autour de 15€/t³⁶. Ce niveau de prix est une conséquence des efforts déployés par la Commission Européenne pour durcir les objectifs de réduction des émissions de CO2appliqués aux pays membres. A la fin de l’année, le prix des permis d’émission de CO2de la seconde phase était de 17,5€/t³⁶.

Prix des combustibles fossiles

Au cours de l’année, le prix du charbon(livré à Rotterdam)³⁷a pro-gressé de plus de 10$/t : il est passé de 56,7$/t début janvier à 68,3$/t fin décembre. En début d’année, l’augmentation était liée à la forte demande européenne. Puis au cours du deuxième trimestre, le prix du charbon a progressé, tiré cette fois par la progression du prix du transport maritime international qui est une composante essentielle du prix du charbon livré en Europe. En moyenne sur l’année 2006, le prix du charbon est de 66$/t, supérieur au prix moyen de 2005 situé à 63,1$/t.

Le prix du pétrole(Brent mer du nord, produit Front Month)³⁸s’est établi à 66,1$/baril en 2006, contre 55,2$/baril en 2005, en raison de tensions géopolitiques chez les pays producteurs qui ont perturbé l’approvisionnement de pétrole. Après une augmentation soutenue sur la première moitié de l’année, le prix du baril est revenu en fin d’année à un niveau proche de celui de début 2006. Il a atteint le 7 août 2006 un pic à 78,3$/baril, puis a baissé jusqu’à atteindre fin décembre 60,9 $/baril. Cette chute de prix est liée à une détente de la situation géopolitique dans certains pays producteurs (Iran, Nigeria,…) ainsi qu’à une baisse de la demande mondiale en fin d’an-née en raison d’un hiver doux en Europe, aux Etats-Unis et au Japon.

Le prix du gaz naturel(Angleterre, contrat Next Gas Year) s’est éta-blie en moyenne³⁹à 0,58£/therm en 2006, contre 0,49£/therm pour 2005. Il a connu une forte augmentation en 2005 et début 2006 sous l’effet d’un équilibre offre-demande tendu au Royaume-Uni du fait d’un hiver particulièrement rigoureux. Puis le prix du gaz naturel a perdu 0,2£/therm de juin à décembre 2006, en raison notamment de la mise en service de nouvelles sources d’approvisionnement pour le Royaume-Uni, qui devraient permettre de détendre l’équilibre offre-demande dans les moments de forte consommation.

35Evolution de la moyenne, entre 2005 et 2006 de la cotation moyenne « Platts » pour une fourniture en ruban sur le marché à terme de l’électricité pour une livraison en 2007 en France et en Allemagne et pour une livraison à partir du premier avril 2007 au Royaume-Uni.

36Source: CO2Front Calendar (December).

37Cotation moyenne Argus sur le marché de gré à gré pour une livraison en Europe (CIF ARA) la prochaine année calendaire (en $/t).

38Brent / baril de pétrole brut première référence IPE (en $/baril).

39Evolution de la moyenne, entre 2005 et 2006, de la cotation moyenne « Platts » sur le mar-ché de gré à gré, pour une livraison commençant en octobre de l’année suivante au Royaume-Uni.

Tarifs et prix de vente de l’électricité

En Allemagne, le régulateur a notifié aux électriciens une baisse des tarifs de transport et de distribution au second semestre 2006. En relation avec cette baisse, EDF a été amenée à constater au 30 juin 2006 une perte de valeur du goodwill relatif à EnBW de 318 millions d’euros.

En France, une hausse des tarifs de vente d’électricité de 1,7 %, conforme au contrat de service public et inférieure à l’inflation, a pris

effet le 15 août 2006. Cette hausse n’a eu qu’un impact limité sur la progression du chiffre d’affaires du segment France.

Par ailleurs, un arrêté du 3 janvier 2007 fixe le niveau du tarif régle-menté transitoire d’ajustement du marché (TaRTAM), défini par la loi sur l’énergie du 7 décembre 2006. Au titre du TaRTAM, le Groupe a comptabilisé une provision de 470 millions d’euros dans les comptes de l’exercice 2006 (voir section 9.5.2.1 (« Evolution réglementaire en France ») du présent document).

0 10 20 30 40 50 60 70 80

jan-05 fév-05

mars-05 avr-05

mai-05 juin-05

juil-05 aoû-05

sep-05 oct-05

nov-05 déc-05

jan-06 fév-06

mars-06 avr-06

mai-06 juin-06

juil-06 aoû-06

sep-06 oct-06

nov-06 déc-06

$ / bl

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8

£ / therm

Gaz naturel NBP (£/therm) Brent ($/baril)

Le graphique ci-dessous présente l’évolution en 2005 et 2006 des prix à terme de l’électricité en France au Royaume -Uni et en Allemagne ainsi que des prix d’émission de CO2.

Le graphe ci-dessous présente l’évolution en 2005-2006 des prix à terme du gaz et du Brent.

9.5.1.2 Conditions climatiques

Les conditions climatiques ont des effets qui peuvent être significatifs sur l’activité du Groupe tant en termes de volumes que de prix et de coûts.

Pluviométrie

Le graphe ci-dessous présente la pluviométrie de l’année 2006 en rapport à la normale annuelle⁴⁰.

La pluviométrie est revenue à un niveau proche de la norme en 2006, c’est-à-dire significativement supérieure (+ 8,4 %) à ce qu’elle a été en 2005, année particulièrement sèche.

En conséquence, la production hydraulique a été plus forte qu’en 2005 (+1,9 TWh en France).

Températures

Avec ses 12,7°C de température moyenne annuelle en France, égale aux normales saisonnières⁴¹, l’année 2006 a été plus chaude que 2005 (12,1°C).

Ce sont des épisodes climatiques exceptionnels qui ont caractérisé 2006 : vague de froid durable au premier trimestre, canicule en juillet, fraîcheur en août, automne parmi les plus chauds en France depuis 1950.

9.5.1.3 Conjoncture économique

La croissance du PIB⁴²en 2006 serait de l’ordre de 2,7 % dans la zone euro, après les 1,4 % réalisés en 2005.

La croissance serait de 2,1%⁴³en France (1,2 % en 2005), de 2,6 % au Royaume-Uni (1,9 % en 2005), de 2,7 % en Allemagne (1,1 % en 2005) et de 1,8 % en Italie (0,1 % en 2005).

La consommation intérieure d’électricité en 2006 en France est en retrait de 1 % par rapport à 2005, avec un cumul annuel atteignant 478,4 TWh⁴⁴, soit 4,8 TWh de moins qu’en 2005⁴⁵.

Corrigée des aléas climatiques exceptionnels (vague de froid durable au premier trimestre, canicule en juillet, fraîcheur en août, automne parmi les plus chauds en France depuis 1950), la consommation inté-rieure en France atteindrait 470,9 TWh en 2006, pratiquement stable par rapport à 2005 (-0,2 %).

Cette stabilité recouvre d’une part la baisse de la consommation d’une grande entreprise du secteur de l’énergie, et d’autre part, une hausse de 0,9 % en valeur brute des autres consommations intérieures.

La hausse de la consommation intérieure est estimée au Royaume-Uni à 0,5 %⁴⁶et en Italie à 1,8 %⁴⁷.

9.5.2 Evénements marquants de l'exercice 2006