En France, après deux années particulièrement sèches, la pluviométrie est revenue à un niveau plus proche de la normale et globalement excédentaire avec un printemps et un automne très pluvieux et un été sans sécheresse.
Cette situation a prévalu, en particulier, dans le sud-est de la France (qui concentre une part importante des barrages d’EDF) et le Massif central.
L’hydraulicité(3)au niveau du parc de production hydroélectrique français sur l’année a été « normale ».
On retiendra également de fortes crues sur les Alpes fin mai et sur le Massif central début novembre.
La fin d’année s’est terminée avec d’abondantes chutes de neige à basse altitude sur l’ensemble des massifs : les stocks de neige sur les Pyrénées et les Alpes sont largement supérieurs aux normales de début d’hiver (décembre).
Pour les autres pays européens, un fort contraste est observé entre le nord et le sud de l’Europe, avec :
• des pluies abondantes sur la Scandinavie, le Royaume-Uni mais également l’Espagne ;
• des pluies proches de la normale sur l’Arc alpin ;
• des pluies déficitaires sur l’Est de l’Europe.
1.2.2 Événements marquants
(4)1.2.2.1DÉVELOPPEMENTS STRATÉGIQUES
Le Groupe poursuit sa stratégie visant à jouer un rôle de leader dans le renouveau du nucléaire dans le monde, à renforcer son leadership euro-péen et à développer l’utilisation des énergies renouvelables.
1.2.2.1.1DÉVELOPPEMENT DU NUCLÉAIRE DANS LE MONDE
–ACQUISITION DEBRITISHENERGY PAREDF
EDF considère que cette acquisition est une étape capitale dans le dévelop-pement du groupe EDF. EDF attend de cette acquisition qu’elle :
• renforce la position d’EDF à travers le monde en matière de Nouveau Programme Nucléaire mondial en construisant quatre EPR au Royaume-Uni, avec l’objectif que le premier soit en service avant la fin d’année 2017 ;
• permette l’utilisation combinée de l’expertise et du savoir-faire du groupe British Energy et d’EDF dans le nucléaire afin d’augmenter sa capacité globale ;
• consolide ses positions sur le marché britannique grâce à un meilleur équilibre entre production et commercialisation ;
• permette de générer, au niveau du Groupe élargi, des synergies de coûts et de revenus.
La prise de contrôle de British Energy est conforme aux critères d’investis-sement du groupe EDF en terme d’exigence de rentabilité et de création de valeur et est en ligne avec son objectif d’être l’énergéticien le moins émetteur de CO2. Cette acquisition s’est faite avec la recommandation du conseil d’administration de British Energy et le soutien du gouverne-ment britannique.
1. Carte de comparaison des moyennes des températures aux normales mesurées sur 30 ans. Pour l’Europe de l’Ouest, il s’agit des normales de 1971 à 2000 et pour l’Europe de l’Est de 1961 à 1990.
2. Rapport à la normale annuelle des précipitations moyennes de janvier 2008 à décembre 2008.
Carte de comparaison des moyennes des précipitations aux normales mesurées sur 30 ans.
Pour l’Europe de l’Ouest, il s’agit des normales de 1971 à 2000 et pour l’Europe de l’Est de 1961 à 1990.
Extraction de la Base de Données Climatologiques de MÉTÉO FRANCE.
3. L‘hydraulicité : rapport du débit annuel comparé à la moyenne interannuelle.
4. Les événements marquants relatifs aux litiges figurent au chapitre 1.16 du présent document.
Différence à la normale (°C) 10
Rapport à la normale annuelle
1 000
British Energy est le premier producteur d’électricité au Royaume-Uni ainsi que le premier exploitant nucléaire. Sa capacité installée est au total de 10,6 GW, dont sept AGR(1)et un REP(2)et une centrale au charbon, Eggborough, d’une capacité installée de 2 GW.
Le 24 septembre 2008, EDF et British Energy ont annoncé être parvenus à un accord sur les modalités d’une offre publique d’acquisition à lancer par Lake Acquisitions Limited (« Lake Acquisitions »), une filiale intégrale-ment détenue par EDF, sur le capital de British Energy.
Le 25 septembre 2008, Lake Acquisitions a annoncé avoir acquis sur le marché 274 288 774 actions British Energy, représentant approximative-ment 26,53 % du capital social de British Energy à cette date.
Le 5 novembre 2008, Lake Acquisitions a soumis les modalités de ses offres recommandées pour acquérir la totalité du capital social émis et à émettre de British Energy, à l’exclusion de l’Action Spéciale (i.e., l’action de préfé-rence assortie de droits spéciaux d’une valeur de 1 livre sterling détenue conjointement par le Secrétariat d’État du Gouvernement de Sa Majesté et le Secrétariat d’État d’Écosse) et des actions ordinaires de British Energy déjà détenues par Lake Acquisitions.
L’opération était soumise à certaines conditions suspensives, notamment l’autorisation par la Commission européenne en vertu de la réglementa-tion sur les concentraréglementa-tions. Le 3 novembre 2008, EDF a notifié le formu-laire CO auprès de la Commission européenne. Le 22 décembre 2008, la Commission a annoncé sa décision d’approuver l’acquisition de British Energy par Lake Acquisitions, sous réserve de la réalisation par EDF de certains engagements convenus(3). Ceux-ci doivent être réalisés au cours des prochaines années.
Le 5 janvier 2009, Lake Acquisitions a annoncé que ses offres étaient devenues inconditionnelles à tous égards et que l’acquisition était effec-tive. À cette date, la procédure de retrait des actions ordinaires de British Energy de la cotation à la Liste Officielle et de l’admission à la négociation au Main Marketdu London Stock Exchangea été engagée.
Ce retrait de la cote et de l’admission à la négociation a pris effet le 3 février 2009.
Le 12 janvier 2009, Lake Acquisitions a annoncé détenir ou avoir reçu, à la date du 8 janvier 2009, des acceptations valables portant sur un total de 1 550 113 345 actions British Energy (incluant les actions acquises sur le marché fin septembre 2008), représentant un total d’environ 96,44 % du capital émis existant de British Energy. Ayant reçu des acceptations portant sur au moins 90 % (en valeur et en droits de vote) des actions ordi-naires sur lesquelles son offre sur British Energy portait, Lake Acquisitions a exercé son droit à engager une procédure d’acquisition obligatoire (procé-dure de « squeeze-out ») du reliquat d’actions British Energy, aux mêmes conditions que celles de l’offre.
VALEUR D’ACQUISITION
Le coût d’acquisition total de British Energy, apprécié au 5 janvier 2009, incluant les 26,5 % achetés en septembre 2008 s’élève à 11 998 millions de livres sterling (hors actions restant en circulation et hors frais liés à l’acquisition) équivalent à 13 232 millions d’euros (pour le traitement comp-table de l’acquisition de British Energy, dans les comptes consolidés 2008, voir la note 4.1.3 de l’annexe aux comptes consolidées).
Le financement de l’acquisition de British Energy a été assuré initialement par la trésorerie d’EDF et par un crédit syndiqué bancaire de 11 milliards de livres sterling souscrit le 23 septembre 2008 avec deux tranches de maturités 1 an et 3 ans dont le refinancement se fera notamment sur le marché des capitaux (voir chapitre 1.14 « Événements postérieurs à la clôture »).
Intégration de British Energy dans les comptes consolidés du groupe EDF
La prise de contrôle de British Energy étant intervenue le 5 janvier 2009, date à laquelle les offres ont été déclarées inconditionnelles à tous égards, la consolidation de British Energy dans les comptes du groupe EDF sera donc effectuée par intégration globale à compter de l’exercice 2009.
Les projets EPR
Le Groupe a confirmé son objectif de démarrage de l’EPR de Flamanville en 2012.
Le coût actualisé en euros 2008 de l’EPR en construction à Flamanville ressort à 4 milliards d’euros (en euros 2008), à comparer à l’estimation précédente de 3,3 milliards d’euros (en euros 2005). Cette actualisation prend en compte la hausse des prix et les effets liés à certaines indexations contrac-tuelles en raison de l’augmentation des matières premières et l’impact d’évolutions techniques et réglementaires. Le coût complet actualisé de l’électricité produite s’élève ainsi à 54€/MWh en euros 2008.
L’EPR, avec les hypothèses de prix à terme du Brent actuellement prévi-sibles, reste considéré par EDF comme un moyen de production durable-ment compétitif par rapport aux autres moyens de production dont les coûts complets de production ont augmenté plus fortement sur la même période. Les estimations actuelles placent les coûts de production pour une installation nouvelle en base a minima à 68€/MWh pour un cycle combiné à gaz et 70€/MWh pour une centrale thermique au charbon, sur la base des hypothèses les plus basses sur le coût des matières premières et du CO2. –DÉVELOPPEMENT DU NUCLÉAIRE À L’INTERNATIONAL
États-Unis
La priorité d’EDF aux États-Unis porte sur le développement de nouvelles centrales nucléaires de type EPR, à travers Unistar Nuclear Energy, filiale commune avec Constellation Energy Group (CEG), ainsi que sur l’acquisi-tion d’actifs nucléaires existants. La première mise en service des nouvelles centrales est prévue en 2016.
La demande de licence de construction et d’exploitation pour les projets Calvert Cliff 3 et Nine Mile Point 3 est en cours de revue par la NRC(4). Des négociations ont également débuté avec le Department of Energy(DoE) concernant l’octroi de garanties fédérales de financement, qui pourraient être complétées par un crédit COFACE.
Le 17 décembre 2008, CEG et EDF ont conclu un accord prévoyant l’acqui-sition par EDF, au travers d’une joint-venture de 49,99 % des actifs de produc-tion nucléaire de Constellaproduc-tion Energy pour un montant de 4,5 milliards de dollars. L’accord prévoit un investissement immédiat de 1 milliard de dollars en liquidités à imputer sur le prix d’achat lors du closingde l’opération. En outre, une option de vente à EDF de centrales de production non nucléaire pour un montant pouvant atteindre 2 milliards de dollars a été consentie à CEG. Cet accord est soumis aux différentes autorisations réglementaires américaines dont le délai d’obtention pourrait être de six à neuf mois.
1. Advanced Gas cooled Reactor (Réacteur Graphite-Gaz Avancé).
2. Réacteur à Eau Pressurisée.
3. Ces conditions concernent notamment :
(i) l’engagement de cession de certains actifs de production détenus par British Energy (la centrale au charbon de Eggborough) entre le 1erseptembre 2009 et le 31 mars 2010 ou de EDF Energy (la centrale au gaz de Sutton Bridge) d’ici le 31 mars 2013, (ii) la renonciation à l’un des trois accords de transport d’électricité du Groupe sur le site de Hinckley Point, (iii) la mise sur le marché de volumes d’électricité compris entre 5 et 10 TWh sur la période 2012-2015, (iv) l’engagement par EDF de vendre sans conditions un terrain permettant potentiellement la construction et l’exploitation de nouvelles capacités de production d’électricité, adjacent aux centrales existantes de British Energy de Dungeness ou d’Heysham, à la discrétion de l’acquéreur potentiel.
4. Nuclear Regulatory Commission : autorité de sûreté nucléaire américaine.
De plus, l’accord prévoit la mise à disposition par EDF d’une ligne de financement intermédiaire de 600 millions de dollars (« backstop ») jusqu’à l’approbation par les autorités américaines compétentes du transfert de ces actifs non nucléaires ou au plus tard, jusqu’à six mois après la date de signature de l’accord.
Suite à des achats d’actions CEG sur le marché par EDF et à la conversion par MidAmerican d’une partie de ses actions préférentielles, la participa-tion d’EDF dans CEG est de 8,52 % au 31 décembre 2008.
Chine
EDF et l’électricien chinois China Guangdong Nuclear Power Holding Company (CGNPC) ont signé le 10 août 2008 un accord portant sur la création d’une joint-venture dénommée Guangdong Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited (TSNPC), dont l’objet est de construire et d’exploiter deux centrales nucléaires de technologie EPR à Taishan, dans la province du Guangdong, sur le modèle du réacteur EPR actuellement construit par EDF à Flamanville en Normandie. Les deux centrales nucléaires devraient être mises en services en 2013 et 2015. La création de la joint-venture TSNPC doit être approuvée par les autorités chinoises.
La participation d’EDF au sein de TSNPC s’élèvera à 30 %.
Le Groupe deviendra alors pour la première fois investisseur dans la produc-tion nucléaire de ce pays.
République sud-africaine
En décembre 2008, à l’issue d’une consultation sur la fourniture de 3 500 MW nucléaires, à laquelle EDF a participé, l’électricien national Eskom a déclaré l’appel d’offre infructueux et a renoncé pour l’heure à concré-tiser cette opération en raison de l’importance du montant de l’investis-sement dans la conjoncture financière actuelle. Eskom n’a pas toutefois remis en cause l’ensemble de son programme et l’Afrique du Sud a annoncé qu’elle reste intéressée par le nucléaire.
Italie
L’Italie a annoncé fin 2008 sa volonté de lancer un programme nucléaire, avec pour objectif un démarrage de la construction des premières unités dès 2013. La coopération de la France a été demandée par les autorités italiennes. Le Groupe entend répondre positivement à cette marque d’intérêt exprimée par le gouvernement italien.
Accord AREVA-EDF pour la gestion des combustibles nucléaires usés
EDF et AREVA ont signé le 19 décembre 2008 un accord-cadre de coopé-ration industrielle de long terme (2040), portant sur l’évacuation de l’ensemble des combustibles usés d’EDF, les conditions techniques et financières du transport, le traitement et le recyclage du combustible usé (2008-2012), ainsi que le montant de la soulte libératoire (pour le démantèlement de l’usine de La Hague).
Cet accord-cadre, qui offre une meilleure visibilité sur les modalités futures de coopération entre EDF et AREVA repose sur deux engagements réciproques :
• AREVA exploitera les installations de La Hague (Manche) et de Melox à Marcoule (Gard) jusqu’en 2040 dans un objectif d’amélioration continue de leur performance industrielle et économique au bénéfice d’EDF ;
• EDF utilisera lesdites installations jusqu’à cette échéance de 2040 et confiera, en conséquence, le transport des combustibles usés à AREVA.
Il s’inscrit dans le prolongement de la démarche historiquement engagée par les deux entreprises qui repose pour AREVA, depuis la mise en service des premières centrales nucléaires d’EDF, sur :
• la prise en charge et le transport par AREVA du combustible nucléaire usé depuis les centrales EDF jusqu’à l’usine de La Hague ;
• la séparation des matières combustibles recyclables des résidus ultimes à l’usine de La Hague et la fourniture de combustible MOX à l’usine Melox ;
• le conditionnement et la réduction du volume des résidus ultimes qui sont soit vitrifiés (déchets de haute activité), soit compactés (moyenne acti-vité à vie longue), permettant leur entreposage en toute sécurité dans des installations dédiées à l’usine de La Hague.
Dans l’accord de coopération industrielle du 19 décembre 2008, EDF et AREVA ont fixé le montant de la soulte à verser au titre de la Reprise et Conditionnement des Déchets anciens (RCD), de la Mise à l’Arrêt Défi-nitif (MAD) et du démantèlement (DEM) des installations de La Hague, à 2,3 milliards d’euros, aux conditions économiques du 31 décembre 2007.
Le montant provisionné au titre de la soulte, a été repris et comptabilisé comme une dette d’exploitation. Le montant de cette dette, est réduit à 1,68 milliard d’euros compte tenu d’avances déjà versées par EDF à AREVA.
Les deux groupes s’engagent à parvenir à une déclinaison contractuelle de cet accord-cadre d’ici le 31 décembre 2009 et notamment sur les moda-lités pratiques d’extinction de cette dette.
1.2.2.1.2RENFORCEMENT ET DÉVELOPPEMENT DU LEADERSHIP EUROPÉEN D’EDF
EDF poursuit le renforcement de ses positions en Europe en mettant en œuvre son programme d’investissements opérationnels et en étudiant diffé-rentes opportunités de développement par croissance externe qui répon-dent aux trois critères de cohérence stratégique, de rentabilité financière, et d’acceptabilité dans les pays concernés.
1.2.2.1.2.1BRITISHENERGY
L’opération la plus importante de l’exercice dans ce domaine est l’acquisi-tion de British Energy par EDF dont la prise de contrôle est intervenue à partir du 5 janvier 2009 (voir plus haut « Acquisition de British Energy », dans le paragraphe « 1.2.2.1.1. Développement du nucléaire dans le monde »).
1.2.2.1.2.2NAISSANCE D’UN NOUVEAU LEADER SUISSE DANS LE DOMAINE DE L’ÉNERGIE
Suite aux accords conclus le 18 décembre 2008, la participation d’EDF dans le nouvel énergéticien suisse ALPIQ Holding SA atteindra 25 % à la fin du mois de janvier 2009.
ALPIQ Holding SA,qui démarrera ses activités le 1erfévrier 2009, est issu du regroupement des activités des énergéticiens suisses ATEL et EOSH.
Ces derniers ont réalisé un chiffre d’affaires cumulé supérieur à 16 milliards de francs suisses en 2007 (soit 10,7 milliards d’euros(1)) et produisent un tiers de l’approvisionnement en électricité de la Suisse.
Avec le rapprochement d’Atel et d’EOSH, se constitue un acteur énergé-tique suisse à l’échelle européenne qui disposera en Suisse d’une capa-cité de production de près de 3 000 MW d’origine hydraulique et de 765 MW d’origine nucléaire.
Le montant global de l’opération s’élèvera pour EDF à 1 057 millions de francs suisses (soit environ 705 millions d’euros(1)). Dans le cadre de son financement, EDF apportera à ALPIQ Holding SA ses droits à l’énergie issus de sa participation de 50 % dans le barrage d’Emosson, situé à la frontière franco-suisse et valorisés à 720 millions de francs suisses (soit environ 480 millions d’euros(1)). Le solde de 337 millions de francs suisses (soit environ 225 millions d’euros(1)) sera versé en numéraire.
1. Sur la base d’un taux de change de 1,5 CHF/€ .
1.2.2.1.2.3ALLEMAGNE
Centrale à charbon « supercritique »
Les travaux de la centrale à charbon Karlsruhe RDK8 ont commencé en septembre 2008. Le projet avance conformément au calendrier, la mise en service étant prévue fin 2011.
Centrale nucléaire de Neckarwestheim
En juin 2008, le ministère fédéral pour l’Environnement a rejeté la demande d’EnBW datant du 21 décembre 2006, demandant le report d’une partie de la production des volumes d’électricité de la centrale de Neckarwestheim II sur celle de Neckarwestheim I. Cette décision est contestée par EnBW.
Par ailleurs, EnBW a confirmé que les quantités restant à produire sur la centrale nucléaire de Neckarwestheim I, permettront de laisser le réacteur connecté au réseau jusqu’à début 2010, conformément à la loi.
Coopération entre EWE et EnBW dans le développement des énergies renouvelables et à l’international
Le 10 juillet 2008, EnBW a annoncé qu’elle procéderait à l’acquisition de 26 % du capital d’EWE AG. L’investissement total d’EnBW serait d’environ 2 milliards d’euros. Dans le cadre de l’accord portant sur cette acquisi-tion, EWE et EnBW ont annoncé qu’elles allaient coopérer dans le déve-loppement des énergies renouvelables et à l’international. Elles prévoient notamment de s’allier dans le développement de nouveaux parcs éoliens, mais aussi dans des activités de stockage de gaz naturel.
EWE emploie environ 4 700 salariés et a réalisé un chiffre d’affaires conso-lidé de 4,7 milliards d’euros en 2007.
Face aux difficultés croissantes d’accès aux capacités de production d’élec-tricité et de gaz naturel, EWE compte développer ses propres capacités de production d’énergie avec le support d’EnBW.
L’investissement total d’EnBW serait d’environ 2 milliards d’euros.
L’acquisition des 26 % d’EWE par EnBW devrait être réalisée principale-ment par autofinanceprincipale-ment. L’opération est en cours d’examen par les autorités de la concurrence allemande (BundesKartellamt).
1.2.2.1.2.4 ITALIE
Partenariat entre EDISON et Hellenic Petroleum
Edison et Hellenic Petroleum, la plus grande compagnie d’hydrocarbures de Grèce, ont signé le 3 juillet 2008, des accords en vue de la création d’une société commune qui opérera sur le marché de l’électricité en Grèce.
L’objectif de ce partenariat à 50-50 est de développer, par l’intermédiaire de turbines à cycles combinés(1), une capacité de plus de 1 500 MW afin d’atteindre un niveau de production d’environ 12 % sur le marché grec et de devenir le deuxième plus grand fournisseur d’électricité de Grèce. Un CCGT de 390 MW est déjà opérationnel et un second de 400 MW est en cours de développement.
1.2.2.1.2.5DÉVELOPPEMENTS DANS L’ACTIVITÉ GAZ NATUREL
Afin d’accompagner le développement de ses activités gazières, le groupe EDF s’emploie à sécuriser ses approvisionnements par la poursuite de la consti-tution d’un portefeuille diversifié sûr et flexible d’actifs physiques et contrac-tuels aussi bien liés à l’obtention de gaz naturel (contrats d’achat, réserves) qu’aux capacités logistiques (gazoducs, chaîne GNL, stockage).
Développement des approvisionnements
EDF a signé le 13 février 2008 avec le groupe espagnol Gas Natural un contrat d’approvisionnement de gaz naturel liquéfié (GNL). Ce contrat porte sur un volume total équivalent à 4 milliards de mètres cubes, qui seront livrés, à compter d’avril 2009, à hauteur de 1 milliard de mètres cubes par an.
Il pourra contribuer à alimenter le marché français.
EDF a également réalisé sa première acquisition d’actifs de production de gaz naturel le 28 octobre 2008 en signant avec ATP Oil & Gas UK, filiale de la compagnie pétrolière américaine ATP Oil & Gas Corporation (ATPG), un accord pour l’acquisition de 80 % de ses participations dans des actifs gaziers situés en mer du Nord britannique. Le volume des réserves est estimé au total à environ 3 milliards de mètres cubes. Le montant de la transac-tion s’établit à 260 millions de livres sterling (soit environ 325 millions
EDF a également réalisé sa première acquisition d’actifs de production de gaz naturel le 28 octobre 2008 en signant avec ATP Oil & Gas UK, filiale de la compagnie pétrolière américaine ATP Oil & Gas Corporation (ATPG), un accord pour l’acquisition de 80 % de ses participations dans des actifs gaziers situés en mer du Nord britannique. Le volume des réserves est estimé au total à environ 3 milliards de mètres cubes. Le montant de la transac-tion s’établit à 260 millions de livres sterling (soit environ 325 millions