Le 20 janvier 2009
Extraits du prospectus relatif au placement privé hors de France d’obligations long terme auprès d’investisseurs institutionnels
Table des Matières Pages
Evénements Récents et Perspectives 3
Facteurs de Risque 19
Dans le présent document, « Document de Référence 2007 » signifie le document de référence du Groupe EDF pour l’année 2007, enregistré sous le numéro R. 08-022 par l’Autorité des Marchés Financiers le 14 avril 2008, et « Rapport Financier Semestriel » signifie le rapport financier semestriel préparé par le Groupe EDF pour la période du 1er janvier au 30 juin 2008.
Ce document ne constitue ni une offre de vente, ni une sollicitation d'offre d'achat de valeurs mobilières, aux Etats-Unis d'Amérique ou dans tout autre pays.
Les valeurs mobilières ne peuvent pas être offertes ou vendues aux Etats-Unis d'Amérique sans enregistrement ou exemption d'enregistrement. Toute offre au public de valeurs mobilières aux Etats-Unis d'Amérique doit être réalisée au moyen d'un prospectus établi par l'émetteur contenant des informations détaillées relatives à la société et ses dirigeants, ainsi que ses états financiers. Les valeurs mobilières mentionnées dans document ne feront l'objet d'aucune offre au public aux Etats-Unis d'Amérique ou dans un autre Etat.
Ce document d'information contient un certain nombre de déclarations prospectives et informations relatives à EDF basées sur l’appréciation de ses dirigeants, sur des hypothèses établies par EDF ainsi que sur des informations dont dispose actuellement EDF. Des mots comme « prévoient »,
« croient », « évaluent », « s'attendent », « projettent », « visent », « objectif », « perspective » ainsi que des expressions semblables, en rapport avec EDF ou ses dirigeants, sont utilisés dans le présent document afin d’identifier des déclarations prospectives. De telles déclarations reflètent les vues actuelles d'EDF à propos d’événements futurs mais sont soumises à certains risques, incertitudes et hypothèses. De nombreux facteurs, dont certains sont en-dehors du contrôle d’EDF, pourraient aboutir à ce que les résultats futurs, les performances et les réalisations d’EDF soient significativement différents de ceux qui peuvent être exprimés ou suggérés par de telles déclarations prospectives. Ces facteurs incluent notamment les évolutions de l'environnement économique et commercial, de la réglementation applicable ainsi que des facteurs exposés sous la section « Facteurs de Risque » du présent document. Toute déclaration prospective est à lire à la lumière de ces facteurs de risque.
EVENEMENTS RECENTS ET PERSPECTIVES France
Disponibilité du parc nucléaire
Le 4 décembre 2008, EDF a indiqué que le coefficient de disponibilité (Kd) de son parc nucléaire pour 2008 serait proche de celui de 2007 (80,2%), en raison de la poursuite du traitement du phénomène d’obturation qui affecte les générateurs de vapeur de certaines tranches du parc, et d’anomalies constatées sur les stators d’alternateurs de certaines centrales (pour une description de la performance du parc nucléaire d’EDF au cours des six premiers mois de 2008 et de l’année 2007, voir respectivement la Section 2.2.2.1 « Performance du parc de production nucléaire » du Rapport Financier Semestriel et la Section 6.2.1.1.3.3 « Les performances d’exploitation du parc nucléaire » du Document de Référence 2007).
Le coefficient Kd correspond à l’énergie disponible (qui est égale à l’énergie théorique maximale moins les pertes de production pour causes techniques inhérentes aux centrales, c’est-à-dire les arrêts programmés, les arrêts fortuits sur avaries ou pour impératifs de sûreté, ainsi que la réalisation d’essais réglementaires) rapportée à un pourcentage de l’énergie théorique maximale résultant d’un fonctionnement à la puissance installée toute l’année.
EDF a également confirmé son objectif d’atteindre un Kd pour son parc nucléaire de 85% en 2011.
EPR Flamanville 3
En 2006, EDF avait estimé le coût de l’EPR Flamanville 3 à 3,3 milliards d’euros (ou €46/MWh en euros 2005) aux conditions économiques 2005 (voir Section 6.2.1.1.3.5 « Préparation de l’avenir du parc nucléaire » du Document de Référence 2007).
Le 4 décembre 2008, EDF a annoncé que le coût estimé actualisé de la construction de Flamanville 3 serait de 4 milliards d’euros en euros 2008. Cette revue du coût à la hausse résulte de la hausse des prix (estimation en euros 2008 au lieu d’euros 2005 avec un impact d’environ +250 millions d’euros). Elle prend aussi en compte les effets liés à certaines indexations contractuelles (impact estimé à environ +150 millions d’euros) en raison de l’augmentation des matières premières, de l’impact d’évolutions techniques et réglementaires et des provisions pour risques (impact estimé à environ +300 millions d’euros). Le nouveau coût total estimé (incluant les coûts de construction, les frais de déconstruction, les coûts d’exploitation et de maintenance, la fiscalité, les coûts des combustibles et les charges relatives à l’aval du cycle) s’élève à
€54/MWh en euros 2008.
EDF a également confirmé son objectif de raccorder l’EPR Flamanville 3 au réseau en 2012.
Partenariat long terme conclu avec AREVA pour la gestion des combustibles nucléaires usés
Le 19 décembre 2008, AREVA et EDF ont conclu un accord-cadre relatif au transport et au recyclage des combustibles nucléaires usés pour la période 2008-2040.
En août 2004, un accord de même nature avait déjà été conclu par ces deux sociétés pour la période 2001-2007 (voir la section 6.2.1.1.3.4 « Le cycle du combustible nucléaire et les enjeux associés - B. L’aval ») du Document de Référence 2007).
Ce nouvel accord fixe les lignes directrices d’un partenariat sur le long terme. AREVA exploitera les usines de La Hague et Melox au moins jusqu’en 2040 ; de son côté, EDF utilisera ces installations pour ses besoins jusqu’à cette échéance. Selon les termes de cet accord, il est prévu qu’EDF augmente à partir de 2010 les quantités de combustibles usés traités à La Hague de 850 à 1050 tonnes par an et les quantités de combustible MOX fabriqué à l’usine Melox de 100 à 120 tonnes par an.
Tarifs
En vertu des dispositions de la loi française, les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (TURP) sont fixés conjointement par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie sur proposition de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) (voir section 6.2.2.4 « Tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (« TURP ») » du Document de Référence 2007). En octobre 2008, la CRE a proposé d’augmenter le TURP de 10% sur quatre ans. En décembre 2008, les ministres compétents ont notifié leur rejet de cette proposition à la CRE et lui ont demandé de présenter une nouvelle proposition avant le 1er mars 2009 tenant compte du fait que la période d’investissement prévue s’étalera jusqu’en 2017 et non jusqu’en 2024 et qu’il devra être prévu la possibilité de faire fluctuer les tarifs en fonction des saisons et de l’heure de la journée.
Communication des griefs reçue de la part de la Commission Européenne
EDF et Electricité de Strasbourg ont reçu le 23 décembre 2008 une communication de griefs de la Direction Générale de la Concurrence de la Commission Européenne relative aux contrats à long terme de fourniture d’électricité conclus en France avec des grands consommateurs industriels d’électricité. La Commission Européenne considère que « ces contrats pourraient empêcher les clients de s’adresser à d’autres fournisseurs, réduisant ainsi la concurrence sur le marché, en particulier au regard de la nature exclusive et la durée des contrats et de la part du marché concernée par ceux-ci. Dans ces mêmes contrats, la revente d’électricité apparaît restreinte. Ces pratiques pourraient constituer des infractions aux règles du traité CE sur les abus de position dominante (article 82). En particulier, ces pratiques pourraient avoir rendu difficiles l’entrée et l’expansion des fournisseurs sur les marchés français de l’électricité, et avoir rendu le marché de négoce d’électricité moins liquide. »
Cette communication de griefs est la première étape d’une procédure contradictoire entre EDF et la Commission Européenne. L’envoi d’une communication des griefs ne préjuge pas de l’issue finale de la procédure. Les sanctions éventuelles sont proportionnées à la gravité des faits reprochés, à l’importance du dommage à l’économie et à la situation de l’entreprise et leur montant maximum potentiel est de 10 % du montant du chiffre d’affaires hors taxes de l’entreprise concernée.
Solaire Direct
Le 19 mai 2008, la société Solaire Direct a saisi le Conseil de la concurrence d’une plainte assortie d’une demande de mesures conservatoires. Solaire Direct soutient dans sa saisine que « le Groupe EDF » aurait exploité abusivement sa position dominante sur les différents marchés de l’électricité pour pénétrer, via sa filiale EDF ENR, le marché émergent de l’offre globale de l’offre globale de services destinés à la production d’électricité photovoltaïque et freiner ainsi l’entrée de nouveaux entrants sur ce marché. Le Conseil de la concurrence s’est réuni le 26 novembre pour examiner la recevabilité de la saisine au fond et la demande de mesures conservatoires. EDF a proposé des engagements afin de répondre aux éventuelles préoccupations de concurrence énoncées par le Conseil de la concurrence, que le Conseil de la concurrence a mis en ligne sur son site Internet dans le cadre d’une procédure de « market test », afin que les entreprises intéressées puissent faire connaître leur avis. Le Conseil se réunira ensuite pour se prononcer sur les engagements proposés.
Si le Conseil était conduit à accepter ces engagements, il mettrait dans le même temps un terme à la procédure ouverte par la saisine de Solaire Directe. Si les engagements proposés devaient être rejetés, le Conseil statuerait alors sur la recevabilité de la saisine au fond et les mesures conservatoires demandées.
En outre, si le Conseil devait conclure à l’existence de pratiques anticoncurrentielles mises en œuvre par EDF au terme d’une instruction au fond (d’une durée comprise entre 12 et 18 mois), il pourrait être conduit à prononcer, notamment, des sanctions financières. Les sanctions éventuelles sont proportionnées à la gravité des faits reprochés, à l’importance du dommage à l’économie et à la situation de l’entreprise et leur montant maximum potentiel est de 10 % du montant du chiffre d’affaires hors taxes de l’entreprise concernée.
Offre réservée aux salariés
A la suite de la cession par l’Etat de 2,47 % du capital d’EDF le 3 décembre 2007, comme le prévoit la loi sur les privatisations, une offre d’actions EDF a été proposée aux salariés et anciens salariés d’EDF par l’Etat français. Celle-ci s’est déroulée du 12 au 22 septembre. Au total, 70.000 salariés et anciens salariés ont souscrit des actions EDF. Cela a donné lieu à une augmentation de 0,2 % de la part des salariés dans le capital qui est passée de 1,9
% à 2,1 %.
International
L’acquisition du Groupe British Energy
Le 24 septembre 2008, EDF et le Groupe British Energy ont annoncé être parvenus à un accord sur les modalités de l’offre à être lancée par Lake Acquisitions Limited (« Lake Acquisitions »), une filiale intégralement détenue par EDF, sur le capital de British Energy. British Energy possède et exploite huit centrales nucléaires au Royaume-Uni et emploie plus de 6 000 personnes.
Pour l’exercice clos le 31 mars 2008, British Energy a publié un chiffre d’affaires de 2,811 milliards de livres sterling et un résultat net part du Groupe de 335 millions de livres sterling.
Le 25 septembre 2008, Lake Acquisitions a annoncé avoir acquis 274 288 774 actions British Energy au prix de 774 pence par action, représentant approximativement 26,53% du capital social de British Energy à cette date.
Le 5 novembre 2008, Lake Acquisitions a annoncé 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 préférence assortie de droits spéciaux d’une valeur de £1 détenue conjointement par le Secrétariat d’Etat du Gouvernement de Sa Majesté et le Secrétariat d’Etat d’Ecosse).
Les modalités de l’offre pour les actions ordinaires de British Energy étaient les suivantes :
• une offre en numéraire à un prix de 774 pence par action ;
• alternativement, il a été proposé aux actionnaires de British Energy résidents de certains pays membres de l’EEE de recevoir, si disponible, en échange de tout ou partie de leurs Actions Ordinaires de British Energy, 700 pence et un « Nuclear Power Note » par action ordinaire (l’« Offre Alternative Partielle Assortie de CVR »). « Nuclear Power Note » signifie tout billet (« note ») à échéance 2019 émis par Barclays Bank PLC (« Barclays ») en rapport avec les certificats de valeur potentielle (« contingent value rights » ou « CVR ») émis par Lake Acquisitions au profit de Barclays. Les paiements au titre des Nuclear Power Notes (et au titre des certificats émis par Lake au profit de Barclays) sont calculés sur la base d’une formule qui a pour objectif de permettre de bénéficier de l’exposition économique aux variations des prix de gros de l’électricité et de la production résultant du parc nucléaire de British Energy. En conséquence, les variations des prix de gros de l’électricité au Royaume-Uni et de la production du parc nucléaire de British Energy peuvent avoir pour effet d’augmenter les paiements à réaliser par le Groupe (à travers Barclays) au titre des Nuclear Power Notes.
Dans le cadre de l’Offre Alternative Partielle Assortie de CVR, un mode de règlement en CVR additionnels était également disponible permettant aux actionnaires ayant opté pour l’Offre Alternative Partielle Assortie de CVR de choisir de recevoir, sous réserve de disponibilité, deux Nuclear Power Notes supplémentaires (avec une diminution du paiement en numéraire égale à 74 pence par Nuclear Power Note supplémentaire).
Lake Acquisitions a également fait une offre en numéraire de 774 pence pour chaque action convertible British Energy.
L’acquisition est conforme avec tous les critères d’investissement du Groupe EDF en termes de stratégie, financement et acceptation politique.
Le financement de l’acquisition de British Energy est assuré par (i) une ligne de crédit en date du 23 septembre 2008, tel que modifié le 2 octobre 2008 et le 19 décembre 2008, s’élevant à 11,0 milliards de livres sterling, et (ii) les ressources de trésorerie propres d’EDF.
L’acquisition était soumise à certaines conditions suspensives, notamment l’autorisation par la Commission Européenne en vertu de la réglementation sur les concentrations. Le 3 novembre 2008, EDF a notifié le formulaire 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. En particulier EDF s'est engagé, engagements devant être réalisés au cours des prochaines années, (i) à céder la centrale charbon d’Eggborough appartenant à British Energy, (ii) à céder la centrale au gaz de Sutton Bridge appartenant à EDF Energy plc, (iii) à vendre en Grande-Bretagne des volumes d'électricité compris entre 5 et 10 TWh par an, sur la période 2012-2015, et (iv) à renoncer à l’un des trois accords de réseau de transport d'électricité du groupe combiné sur le site de Hinkley Point. EDF s'est en outre engagé à vendre sans conditions un terrain potentiellement adéquat pour la construction et l'exploitation de nouvelles capacités de production d'électricité, adjacent aux centrales existantes de British Energy situées à Dungeness ou Heysham, à la discrétion de l'acquéreur.
Le 5 janvier 2009, Lake Acquisitions a annoncé que ses offres étaient devenues inconditionnelles à tous égards et que l’acquisition était effective. A cette date, Lake Acquisitions détenait ou avait reçu des acceptations valables portant sur un total de 1 550 113 345 actions British Energy, représentant au total d’environ 96,44% du capital émis existant de British Energy.
Le 12 janvier 2009, Lake Acquisitions a annoncé avoir obtenu que British Energy dépose des demandes au U.K. Listing Authority en vue d'obtenir la radiation des Actions Ordinaires de British Energy de la cotation à la Liste Officielle ainsi qu'au Main Market du London Stock Exchange afin de procéder à la suppression de la cotation des Actions Ordinaires de son principal marché d'instruments financiers, avec effet au 9 février 2009 au plus tôt.
EDF et Centrica sont en discussions concernant l’octroi par EDF d’une option d’achat au profit de Centrica lui permettant d’acquérir 25% du capital de Lake Acquisitions à un prix implicite par action égal à celui qu'EDF a payé pour British Energy, sous réserve de certains coûts à convenir.
Centrica aurait également le droit de participer aux activités du nouveau programme de construction nucléaire d'EDF au Royaume-Uni selon une répartition de 75/25 (EDF/Centrica). La participation de 25% de Centrica dans Lake Acquisitions lui donnerait droit à au moins 25% de la production non-contractuelle (« uncontracted ») du parc existant de British Energy. Les profits de Lake Acquisitions seraient distribués à EDF et à Centrica proportionnellement à leurs participations respectives.
EDF attend de l’acquisition de British Energy qu'elle génère des synergies ayant un impact positif au niveau de l’excédent brut d’exploitation (EBITDA) de l’ordre de 200 millions d'euros trois ans après la date de réalisation de l'acquisition. Les synergies potentielles ont été calculées en prenant pour hypothèse qu'EDF acquerrait et conserverait 100% du capital de British Energy et le retrait de British Energy de la cote. Les synergies potentielles ont été calculées sur la base d'un nombre d'hypothèses subjectives faites par EDF, par exemple en ce qui concerne les coûts d’achats de fournitures et d'autres secteurs où il y aurait des chevauchements, et le nombre de futurs clients, la demande de la clientèle et les profits sur les ventes d'électricité. Les synergies dégagées en termes de chiffre d'affaires proviendront d’une amélioration des opérations de trading existantes et d'un accès à une amélioration de la notation financière des activités de British Energy, de même que de sa capacité à accroître la base de clients finals.
EDF pense que l’acquisition de British Energy lui permettra de construire et exploiter quatre EPR au Royaume-Uni, avec l'objectif que le premier soit en service pour la fin d'année 2017. EDF et British Energy ont identifié certains des sites du Groupe British Energy comme adéquats en vue de la construction et l’exploitation des nouvelles centrales de production nucléaire.
Conjointement avec AREVA, EDF a déjà soumis une demande aux autorités du Royaume-Uni en
vue d'obtenir la certification d'un modèle de réacteur EPR à utiliser au Royaume-Uni. En outre, EDF a déjà commandé les composants essentiels requis en vue de la construction des deux premiers réacteurs EPR au Royaume-Uni. EDF estime que le coût total de chacun de ces quatre réacteurs (incluant les coûts de construction, les frais de déconstruction, les coûts d’exploitation et de maintenance, la fiscalité, les coûts des combustibles et les charges relatives à l’aval du cycle) sera entre £42/MWh et £45/MWh en livres sterling 2008.
Au sujet de l’acquisition de British Energy, voir « Facteurs de risque – Risques liés à la structure et à la transformation du Groupe – Risques liés à l’acquisition de British Energy ».
Constellation Energy
Eventuel Réacteur EPR à Nine Point Mile
Le 30 septembre 2008, UniStar Nuclear Energy, joint-venture créée par le Groupe EDF et Constellation Energy, a soumis une demande de licence (COL) à la Nuclear Regulatory Commission (NRC) pour la construction d’un éventuel troisième réacteur à Nine Mile Point à Scriba, aux Etats-Unis.
La demande de licence COL a pour objet d’obtenir l’approbation des autorités fédérales pour la construction d’un réacteur nucléaire de 1 600 megawatts, capable de produire l’énergie pour plus d’un million de foyers. L’instruction de la demande par la NRC devrait durer entre 36 et 42 mois.
UniStar Nuclear Energy n’a pas encore pris de décision définitive quant à ce projet de construction d’un nouveau réacteur.
Augmentation de la participation dans Constellation Energy
Le 9 septembre 2008, EDF a annoncé avoir porté sa participation au capital de Constellation Energy de 4,97% à 9,51% par des acquisitions d’actions sur le marché.
Offre sur certains actifs de Constellation Energy
Le 19 septembre 2008, MidAmerican Energy Holdings (« MidAmerican ») et Constellation Energy ont annoncé un accord de fusion définitif aux termes duquel MidAmerican acquérrait toutes les actions de Constellation Energy pour un montant d’environ $4,7 milliards, ou $26,50 par action, et Constellation Energy émettrait $1 milliard en actions de préférence à un taux de 8%
au moment de la réalisation définitive de l’opération.
Le 3 décembre 2008, EDF a annoncé avoir proposé à Constellation Energy (i) l’acquisition de 50% des activités de production d’électricité d’origine nucléaire de Constellation pour
$4,5 milliards, (ii) la réalisation d’un apport en liquidités initial de $1 milliard dans Constellation, lequel serait imputé sur le prix d’achat de la participation d’EDF dans la production d’électricité d’origine nucléaire, ainsi que (iii) une option permettant à Constellation Energy de céder à EDF des actifs non-nucléaires dans la limite d’un montant de $2 milliards.
Le 8 décembre 2008, Constellation Energy a annoncé que son Conseil d’administration avait autorisé la société à engager immédiatement des négociations et à échanger des informations avec EDF concernant cet offre.
Le 17 décembre 2008, Constellation Energy et MidAmerican ont annoncé leur décision de résilier leur accord de fusion. MidAmerican recevra une indemnité de résiliation de $175 millions. En outre, les actions de préférence émises au profit de MidAmerican seront converties et Mid American recevra une obligation avec un taux d’intérêt de 14%, payable au 31 décembre 2009, environ 20 millions d’actions ordinaires de Constellation Energy, représentant 9,99% des actions existantes, et environ $418 millions en numéraire.
Le même jour, EDF et Constellation Energy ont annoncé un accord définitif aux termes duquel EDF ferait l’acquisition d’une participation de 49,99% dans Constellation Energy Nuclear Group, pour $4,5 milliards. Constellation Energy Nuclear Group détient les centrales nucléaires de Calvert Cliffs dans l’Etat du Maryland et de Nine Mile Point et de R.E. Ginna dans l’Etat de New York, qui représentent une capacité installée de 3 869 MW. La participation d’EDF dans Constellation Energy Nuclear Group prendra la forme d’une nouvelle joint-venture entre les deux sociétés, indépendante de la joint-venture existante UniStar.
Dans le cadre de cet accord, au cours du mois de décembre 2008, EDF a réalisé plusieurs investissements importants pour renforcer la situation de liquidité de Constellation Energy :
• EDF a effectué un apport en numéraire de $1 milliard dans Constellation Energy au travers de l’achat d’actions de préférence à dividende cumulatif non convertibles nouvellement émises par Constellation Energy, lesquelles seront remboursées lors de la réalisation définitive de l’opération et seront imputées sur le prix d’achat de $4,5 milliards de la participation d’EDF dans Constellation Energy Nuclear Group.
• EDF et Constellation Energy ont conclu un accord d’option d’une période de 2 ans de vente d’actifs qui permet à Constellation Energy de vendre à EDF jusqu’à $2 milliards d’actifs de production d’électricité à partir d’énergie non-nucléaire.
• EDF a fourni une ligne de financement intérimaire de $600 millions de dernier ressort qui restera à la disposition de Constellation Energy jusqu’à l’approbation par les autorités américaines compétentes du transfert des actifs de production d’énergie non-nucléaire qui pourraient être cédés dans le cadre de l’option de vente d’actifs ou au plus tard, six mois après la date de signature de l’accord.
L’opération est soumise à des autorisations administratives et les sociétés s’attendent à recevoir toutes les autorisations administratives nécessaires à l’acquisition par EDF de la participation dans l’activité de production et exploitation nucléaire de Constellation Energy, et à pouvoir réaliser l’opération dans un délai de six à neuf mois à compter de l’accord de décembre 2008.
L’acquisition n’est pas soumise à des conditions de financement spécifiques. EDF assurera le financement de l’acquisition, y compris des accords de liquidité conclus, avec ses ressources de trésorerie et des facilités de crédit. L’approbation de l’opération par les actionnaires de Constellation Energy n’est pas requise.
Au sujet de l’acquisition de certains actifs de Constellation Energy, voir « Facteurs de risque – Risques liés à la structure et à la transformation du Groupe – Risques liés à l’acquisition envisagée de certaines activités nucléaires de Constellation Energy ».
Politique d’investissement dans les nouvelles centrales nucléaires d’ici 2020
Les ambitions du Groupe concernant les nouvelles centrales nucléaires d’ici 2020 (4 réacteurs au Royaume-Uni, 2 aux Etats-Unis, 2 en Chine et 1 en France) correspondent à un montant total d’investissements estimé, à la fin 2008, entre 40 et 50 milliards d’euros 2008. Le besoin de financement net d’EDF estimé (après prise en compte des flux de trésorerie générés par les premières centrales) pour la même période devrait être entre 12 et 20 milliards d’euros 2008, notamment, en tenant compte de l’implication des partenaires prévue dans ces projets en France, Chine, aux Etats-Unis et éventuellement au Royaume-Uni.
Le Groupe EDF pourrait utiliser plusieurs méthodes pour financer son programme de nouvelles centrales nucléaires :
− Financement par des partenaires dans le cadre de joint-ventures ou d’accords de coopération conclus avec Enel en France, avec China Guangdong Nuclear Power Holding Company en Chine et avec Constellation Energy aux Etats-Unis. Le Groupe n’exclut pas la conclusion d’autres partenariats à l’avenir ;
− Financement par de la dette projet ;
− Financement propre par les flux de trésorerie issus des nouvelles centrales nucléaires (la mise en service de la première centrale est prévue pour 2012).
La mise en oeuvre du programme de nouvelles centrales nucléaires sur une période de temps plus longue permet au Groupe d’étaler son besoin de financement net entre aujourd’hui et 2020.
Calendriers de mise en service des futurs EPR
En plus de son objectif de démarrage de l’EPR Flamanville 3 en France en 2012, EDF a également comme objectifs les calendriers de mise en service suivants : un premier EPR en Chine en 2013 (Taishan 1), un deuxième EPR en Chine en 2014 (Taishan 2), les deux EPR en Amérique du Nord en 2016 (y compris Calvert Cliffs 3) et un premier EPR au Royaume-Uni fin 2017 et trois autres EPR au Royaume-Uni à partir de 2018 et au-delà (y compris après 2020).
Joint-venture entre Edison et Hellenic Petroleum
Edison et Hellenic Petroleum, la plus importante société d’hydrocarbures de Grèce, ont signé le 3 juillet 2008 des accords mettant en place une joint-venture détenue à 50-50 et qui opérera sur le marché grec de l’électricité.
L’objectif de la joint-venture est de développer, par l’intermédiaire de filiales, une capacité de production de plus de 1.500 MW (incluant 390 MW déjà en fonction), un niveau de sortie égal à environ 12 % du marché grec, lui permettant de devenir ainsi le deuxième plus grand opérateur d’électricité en Grèce, ainsi que des capacités de commercialisation et de marketing. Par ailleurs, la joint-venture pourra effectuer des investissements dans des énergies renouvelables en Grèce et saisir des opportunités dans la production et la commercialisation d’énergie dans les Balkans.
L’offre d’EnBW d’acquérir 26 % du capital d’EWE AG
Le 10 juillet 2008, EnBW a annoncé qu’elle procèderait à l’acquisition de 26 % du capital d’EWE AG, une société allemande dans le domaine de l’énergie avec environ 4.700 salariés et un chiffre d’affaires consolidé de 4,7 milliards d’euros en 2007. L’acquisition par EnBW de 26 % du capital d’EWE AG aurait lieu par l’achat d’actions existantes et par une augmentation de capital en numéraire. L’investissement total d’EnBW serait d’environ 2 milliards d’euros.
L’acquisition est soumise à l’approbation des autorités de la concurrence. L’Office Fédéral Allemand des Cartels a annoncé le 22 décembre 2008 que, à la suite d’un examen préliminaire, il considérait que le partenariat pourrait avoir pour conséquence le renforcement d’une position dominante des deux sociétés sur les marchés du gaz dans l’est de l’Allemagne. L’Office Fédéral Allemand des Cartels a différé sa décision jusqu’au 9 mars 2009. Les sociétés ont la possibilité de répondre aux autorités jusqu’au 26 janvier 2009.
Il n’y a aucune certitude quant à la réalisation de cette acquisition.
Accord pour la construction de deux réacteurs de technologie EPR en Chine
Après la signature d’un accord cadre le 26 novembre 2007 à Pékin, EDF et l’électricien chinois China Guangdong Nuclear Power Holding Company (CGNPC) ont signé le 10 août 2008 à Pékin, les accords finaux de création d’une joint-venture dénommée Guangdong Taishan Nuclear Power Joint Venture Company Limited (TNPC). Son 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 en cours de construction par EDF à Flamanville. La participation d’EDF au sein de TNPC s’élève à 30 % pour 50 ans.
Parallèlement à la création de la joint-venture, les deux groupes ont en outre conclu un contrat d’assistance technique qui prévoit une mise à disposition par EDF de son savoir-faire via le détachement de compétences humaines et la fourniture de documentations techniques.
La création de la joint-venture est soumise, comme tout investissement étranger, à l’approbation des autorités chinoises.
Acquisition d’Eagle Energy Partners I, L.P. par EDF Trading
EDF Trading a annoncé le 29 septembre 2008 la conclusion d’un accord avec Lehman Brothers pour l’acquisition d’Eagle Energy Partners I, L.P. (« Eagle »). La transaction est sujette à des approbations réglementaires et du tribunal des faillites ainsi qu’à des conditions de réalisation usuelles.
Eagle est une entreprise nord-américaine d’acheminement d’énergie en gros, stockage de gas et optimisation de services. Eagle est spécialisée dans la logistique de l’énergie et l’optimisation des actifs, fournissant notamment les services suivants :
• l’équilibrage et l’appariement de l’offre et de la demande des clients,
• l’optimisation du stockage du gaz, des actifs d’acheminement et des actifs de production d’énergie,
• la fourniture à ses clients de couvertures financières et de produits de gestion des risques.
Il n’y a aucune certitude quant à la réalisation de cette acquisition.
Acquisition d’une participation majoritaire dans des champs gaziers en mer du Nord britannique
EDF a annoncé le 27 octobre 2008 la signature avec ATP Oil & Gas UK, filiale de la compagnie pétrolière américaine ATP Oil & Gas Corporation (ATPG), d’un accord pour l’acquisition de 80
% de ses participations dans des actifs gaziers situés en Mer du Nord britannique. EDF dispose en outre d’une option pour acquérir, dans les mêmes conditions, les 20 % restant des participations d’ATPG. Cette option d’achat est exerçable au cours de l’année 2009 et peut être transférée à la filiale italienne Edison d’EDF.
L’opération, dont le montant s’établit à 265 millions de livres sterling porte sur :
− 68 % de la zone de Tors, qui comprend deux champs de gaz naturel en production respectivement depuis mars 2006 et février 2007 ;
− 80 % du champ de Wenlock, en production depuis décembre 2007.
L’acquisition reste soumise à l’approbation des autorités britanniques compétentes.
Il n’y a aucune certitude quant à la réalisation de cette acquisition.
Rapprochement d’Atel et EOS
Tel que déjà envisagé au début de l’année 2008 (voir Section 6.3.4.1 “Suisse” du Document de Référence 2007), Atel et EOS vont pour la fin du mois de janvier 2009 rapprocher leurs activité principales au sein de la société Alpiq Holding SA (« Alpiq »). Les accords relatifs à ce rapprochement ont été signés le 18 décembre 2008.
EDF aura une participation de 25% dans Alpiq, en contrepartie de l’apport des droits à l'énergie issus de sa participation à hauteur de 50% dans le barrage d’Emosson, évalués à 720 millions de francs suisses, et d’un apport en numéraire de 337 millions de francs suisses. Les autres principaux actionnaires de Alpiq seront EOS Holding et un consortium d’actionnaires minoritaires suisses, chacun à hauteur de 31 %.
Alpiq aura une capacité de production d’énergie d’origine hydraulique en Suisse à la hauteur de 3 000 MW et une capacité de production d’énergie d’origine nucléaire de 765 MW.
Information Financière
Acompte sur dividende de €0,64 par action
Le 17 décembre 2008, EDF a versé un acompte sur dividende de €0,64 par action, soit un montant total de 1,2 milliards d’euros.
Emissions obligataires
Le 16 janvier 2009, EDF a lancé le placement de deux emprunts obligataires en euros, pour un montant total de 4 milliards d’euros. Les obligations auront une maturité de six et douze ans et un coupon annuel de 5,125% et 6,25%, respectivement. L’émission devrait être réalisée le 23 janvier 2009.
Le 26 novembre 2008, EDF a émis un emprunt obligataire d’un montant de 2 milliards d’euros, d’une maturité de 4 ans et 2 mois et avec un coupon annuel de 5,625%.
Le 12 décembre 2008, EDF a émis un emprunt obligataire d’un montant de 400 millions de livres sterling, d’une maturité de 14 ans et avec un coupon annuel de 6,875%.
Au cours des mois de novembre et décembre 2008, EDF a émis un emprunt obligataire d’un montant de 1 350 francs suisses, d’une maturité de 5 ans et avec un coupon annuel de 3,375%.
Le 13 novembre 2008, EnBW a émis deux emprunts obligataires en euros, pour un montant total de 1,5 milliards d’euros. Les obligations ont une maturité de cinq et dix ans, et ont été émises avec un coupon annuel de 6% et 6,875%, respectivement.
Le 12 septembre 2008, RTE EDF Transport a émis un emprunt obligataire d’un montant de 1 milliard d’euros, d’une maturité de 10 ans et avec un coupon annuel de 5,125%. Le but unique de cette émission a été de refinancer une partie de la dette apportée à cette société par EDF lors de sa constitution.
Augmentation du plafond des programmes américains et français de billets de trésorerie Le Groupe a augmenté le plafond de son programme de U.S. Commercial Paper (papier commercial aux Etats-Unis) de $3 milliards à $10 milliards et celui de ses billets de trésorerie de 3,8 milliards d’euros à 6 milliards d’euros.
Contrat de crédit conclu en vue de financer le rachat de British Energy
EDF a contracté, le 23 septembre 2008 un crédit syndiqué de 11 milliards de livres sterling (tel qu’amendé les 2 octobre et 19 décembre 2008) auprès d’un syndicat bancaire, en vue de financer l’acquisition de British Energy. Le crédit bancaire est structuré en deux tranches :
• une tranche de 5,5 milliards de livres sterling sur 364 jours, avec une option de prorogation d’un an avec une marge de 100 points de base au dessus du LIBOR pour les six premiers mois, passant ensuite à 110 points de base ;
• une tranche de 5,5 milliards de livres sterling sur trois ans, avec une marge de 120 points de base au dessus du LIBOR.
Une partie limitée de chaque tranche est libellée en euros.
EDF a déjà commencé à refinancer ce crédit syndiqué par le biais d’emprunts obligataires. A la date du présent document, les montants restant dûs (à savoir les montants tirés et non remboursés) au titre de cette ligne de crédit sont de £7,344 milliards.
Impact du TaRTAM (Tarif réglementé transitoire d’ajustement de marché)
Le Parlement a voté en juillet 2008 une prolongation du dispositif du TaRTAM pendant une année supplémentaire, jusqu’au 30 juin 2010. Le 2 août 2008, EDF a publié une estimation provisoire du coût de cette prolongation pour 2009 et 2010 et a annoncé son intention de constituer une provision égale à la totalité de cette estimation dans les comptes consolidés 2008.
L’estimation provisoire, qui était d’environ 1 milliard d’euros, était basée sur certaines hypothèses relatives, entre autres, aux volumes, prix de marché et CSPE, dont EDF a considéré qu’elles étaient raisonnables à cette date. EDF annoncera un chiffre actualisé, basé sur des hypothèses plus récentes, à l’occasion de la publication, le 12 février 2009, de ses résultats 2008.
Investissements
Ces dernières années, le Groupe EDF a augmenté de manière significative son programme d'investissements, aussi bien dans le domaine de la production que des réseaux, tant en France qu'à l'international. En 2009, le Groupe prévoit un nouvel accroissement de son programme d’investissements. En France notamment, EDF prévoit d'investir 300 millions d'euros dans les énergies renouvelables, 300 millions d'euros dans les infrastructures des départements d'outre-mer et 200 millions d’euros au titre des fournitures françaises pour le développement dans le nucléaire à l'international.
Notation financière
Les notations de la dette à long terme d’EDF par les trois principales agences de notation sont les suivantes :
• Fitch : A+, assortie d’une perspective stable ;
• Moody’s : Aa3, assortie d’une perspective stable ;
• S&P : A+, assortie d’une perspective négative ;
Chiffre d’affaires du Groupe EDF au 30 septembre 2008
Le chiffre d’affaires à 9 mois du Groupe EDF s’élève à 45,6 milliards d’euros, en croissance de 6,9%, et en croissance organique de 9,7% par rapport aux 9 premiers mois de 2007. La croissance est portée par les évolutions de prix et de tarifs, principalement à l’international, et dans une moindre mesure par la croissance des volumes d’électricité et de gaz vendus, en raison notamment de conditions climatiques plus froides, plus proches des normales saisonnières.
Pour le seul troisième trimestre 2008, le chiffre d’affaires s’élève à 13,4 milliards d’euros, en croissance de 8,3% et en croissance organique de 11,1%, par rapport au 3ème trimestre 2007.
Variation du chiffre d’affaires au 30 septembre
En millions d’euros 9M 2008 9M 2007 Variation 2008/2007
Croissance organique(1)
France 24 446 23 031 +6,1% +6,1%
Royaume-Uni 5 721 6 160 -7,1% +6,7%
Allemagne 5 347 4 952 +8,0% +9,0%
Italie 4 287 3 346 +28,1% +29,1%
Reste de l’Europe 5 342 4 209 +26,9% +20,8%
Total Europe hors France 20 697 18 667 +10,9% +14,5%
Reste du monde 448 945 -52,6% -0,4%
Total International 21 145 19 612 +7,8% +13,8%
Groupe EDF 45 591 42 643 +6,9% +9,7%
(1) Hors effets de périmètre et de change.
France
En France, le chiffre d’affaires pour les neuf premiers mois s’élève à 24,4 milliards d’euros, en croissance de 6,1% par rapport aux neuf premiers mois 2007, portée par la hausse des prix de gros, principalement sur les enchères de capacités, et par les évolutions de tarifs.
Au 3ème trimestre 2008, le chiffre d’affaires est de 6,6 milliards d’euros, en croissance de 1,4%
par rapport au 3ème trimestre 2007. Le dynamisme des ventes en volume auprès de la clientèle finale constaté au 1er semestre, se poursuit1 dans un contexte de retour à des conditions climatiques plus proches des normales saisonnières (plus froides). Toutefois ce développement, conjugué à la prolongation des opérations de maintenance et à un plus grand nombre d’indisponibilités fortuites sur le parc nucléaire, a conduit à une diminution des ventes nettes sur les marchés de gros.
Les ventes de gaz naturel et de services continuent leur progression, et contribuent dans une moindre mesure à la croissance du chiffre d’affaires.
1 +1,9 TWh sur le 3ème trimestre
International
Au Royaume-Uni, le chiffre d’affaires à 9 mois d’EDF Energy est de 5,7 milliards d’euros, en croissance organique de 6,7%. La croissance est portée principalement par les hausses de tarif de l’électricité aux clients résidentiels (+7,9% en janvier 2008, +17% en juillet 2008), et dans une moindre mesure par les hausses de tarif dans le gaz naturel (+12,9% en janvier 2008, +22% en juillet 2008). Les activités régulées de réseaux progressent sous l’effet de la hausse des tarifs de péages (+4,2% en octobre 2007).
Après prise en compte d’un effet de change négatif de –13,6%, lié à l’appréciation de l’euro contre la livre sterling, le chiffre d’affaires d’EDF Energy est en recul de 7,1% par rapport aux 9 premiers mois de 2007.
En Allemagne, le chiffre d’affaires à 9 mois d’EnBW de 5,3 milliards d’euros, en croissance organique de 9%, traduit les bonnes performances des activités électriques.
Les ventes d’électricité bénéficient d’un effet prix favorable sur le segment des clients finaux et sur le marché de gros, et d’une hausse des volumes vendus notamment aux clients résidentiels.
Dans le gaz naturel, le chiffre d’affaires reste stable, avec une diminution des ventes en volume, et une hausse des prix, notamment sur le segment des clients professionnels.
En Italie, le chiffre d’affaires à 9 mois est de 4,3 milliards d’euros, en croissance organique de 29,1%.
Le chiffre d’affaires d’Edison à 9 mois s’élève à 3,8 milliards d’euros, en croissance organique de 30,7%. Cette croissance est portée par les ventes d’électricité sur la Bourse IPEX, en raison de la forte hausse des prix (+26,6%) et de la progression des volumes. L’activité hydrocarbures / gaz contribue dans une moindre mesure à la croissance, en raison de la hausse du prix du Brent, et de celle des volumes de gaz naturel vendus sur les marchés de gros.
Dans le reste de l’Europe, le chiffre d’affaires à 9 mois est de 5,3 milliards d’euros, en croissance organique de 20,8%. Cette hausse est essentiellement portée par la forte progression des marges nettes de trading d’EDF Trading et par la poursuite du développement des activités d’EDF Energies Nouvelles. Les hausses de prix et de tarifs en Hongrie et en Pologne contribuent aussi à cette croissance.
Evolution trimestrielle du chiffre d’affaires
En millions d’euros T3 2008 T3 2007 Variation 2008/2007
Croissance organique*
France 6 629 6 538 +1,4% +1,4%
Royaume-Uni 1 776 1 765 +0,6% +15,1%
Allemagne 1 640 1 455 +12,7% +12,9%
Italie 1 470 1 046 +40,5% +41,3%
Reste de l’Europe 1 687 1 223 +37,9% +31,5%
Total Europe hors France 6 573 5 489 +19,7% +23,2%
Reste du monde 150 305 -50,8% +1,0%
Total International 6 723 5 794 +16,0% +22,0%
Groupe EDF 13 352 12 332 +8,3% +11,1%
* Hors effets de périmètre et de change.
Décomposition trimestrielle du chiffre d’affaires
En millions d’euros T1 2008 T2 2008 T3 2008 9M 2008
France 10 666 7 151 6 629 24 446
Royaume-Uni 2 198 1 747 1 776 5 721
Allemagne 2 025 1 682 1 640 5 347
Italie 1 412 1 405 1 470 4 287
Reste de l’Europe 1 906 1 749 1 687 5 342
Total Europe hors France 7 541 6 583 6 573 20 697
Reste du monde 138 160 150 448
Total International 7 679 6 743 6 723 21 145
Groupe EDF 18 345 13 894 13 352 45 591
Perspectives
Le 12 février 2009, le Groupe publiera ses résultats pour l’année 2008. L’excédent brut d’exploitation consolidé du Groupe (EBE) devrait augmenter d’environ 3% en 2008. Le résultat net part du Groupe hors éléments non-récurrents ne devrait pas dépasser celui de l’année 2007.
Ces objectifs sont exprimés en termes de croissance organique, à l’exclusion des variations de périmètre et des effets de change. Ils sont établis à partir de principes comptables constants et ne prennent pas en compte la volatilité induite par l’application des normes IAS 32/39. Ils ne prennent pas non plus en compte l’impact sur les comptes pour 2008 de la prolongation pour une année supplémentaire du dispositif TaRTAM (Tarif transitoire d’ajustement au marché) jusqu’au 30 juin 2010 (voir « Evènements récents – Information financière – Impact du TaRTAM »).
En ce qui concerne le résultat net part du Groupe, il convient de rappeler que le résultat net pour l’année 2007 incluait les effets positifs des éléments non-récurrents à hauteur de 941 millions d’euros, net d’impôts. En 2008, le résultat net part du Groupe subira principalement les effets
négatifs de la provision constituée pour tenir compte de la prolongation pour une année supplémentaire du dispositif TaRTAM.
Dans un contexte économique et financier difficile, et après avoir fait deux acquisitions majeures en 2008, le Groupe a décidé de se concentrer en 2009 sur sa croissance organique et sur le renforcement de ses activités en France et à l’étranger. Tout en poursuivant un plan d’investissements important, le Groupe aura pour principaux objectifs l’amélioration de son activité, notamment l’amélioration de la performance de son parc nucléaire en France, la réussite de son programme d’amélioration de la performance sur trois ans « Excellence Opérationnelle », l’intégration de l’activité British Energy récemment acquise et la réussite des synergies annoncées.
Le Groupe EDF s’efforcera également de maintenir une structure financière robuste, en conformité avec sa notation financière actuelle (Aa3, assortie de perspective stable pour Moody’s; A+, assortie d’une perspective négative pour S&P ; et A+, assortie d’une perspective stable pour Fitch).
FACTEURS DE RISQUE
Le Groupe exerce son activité dans un environnement en forte évolution induisant de nombreux risques, dont certains échappent à son contrôle, et qui s’ajoutent aux risques inhérents à l’exercice de ses métiers. Le Groupe décrit ci-dessous les risques significatifs auxquels il estime être exposé.
Ces risques ou l’un de ces risques pourraient avoir une incidence négative sur son activité et/ou ses résultats. En outre, d’autres risques, dont il n’a pas actuellement connaissance ou qu’il considère comme non significatifs à ce jour pourraient avoir le même effet négatif.
Les risques présentés ci-dessous concernent :
• l’ouverture des marchés européens de l’énergie ;
• les activités du Groupe ;
• les activités nucléaires du Groupe ;
• la structure et à la transformation du Groupe ; et
• la structure du capital d’EDF et à la cotation de ses actions.
Compte tenu du caractère récent de l’acquisition du groupe British Energy par EDF (voir
« Evénements récents et perspectives - International – L’acquisition du Groupe British Energy »), les risques présentés ci-dessous ne prennent pas en compte les risques propres aux activités du groupe British Energy.
Risques liés à l’ouverture des marchés européens de l’énergie
Le Groupe doit faire face à une concurrence accrue sur les marchés européens de l’énergie, en particulier sur le marché français de la fourniture d’électricité qui est son principal marché.
En France
Depuis le 1er juillet 2007, le marché de l’électricité est totalement ouvert à la concurrence. Tous les clients d’EDF ont maintenant la faculté de choisir leur fournisseur d’électricité et peuvent en conséquence choisir n’importe lequel de ses concurrents (voir Section 6.2.1.2
« Commercialisation » du Document de Référence 2007). EDF a mis en œuvre des mesures visant à affronter ses concurrents. Toutefois, au regard de sa précédente position de monopole, EDF ne peut que perdre des parts de marché en France. Ces pertes pourraient être de plus en plus significatives, notamment du fait de la modification du paysage concurrentiel (émergence de nouveaux acteurs, fusions entre opérateurs existants, etc.). Cette diminution des parts de marché d’EDF pourrait avoir, à consommation et prix constants, un impact négatif sur le chiffre d’affaires du Groupe. Enfin, pour atteindre ses objectifs, EDF pourrait être amenée à augmenter ses dépenses de commercialisation ou à réduire ses marges (notamment en cas de concurrence sur les prix), ce qui aurait un impact négatif sur sa profitabilité.
Hors de France
Au travers de ses différentes filiales en Europe, le Groupe est confronté à des situations concurrentielles différentes, notamment sur le marché de l’électricité :
• au Royaume-Uni, le marché est totalement ouvert depuis les années 1990 et très concurrentiel ;
• en Allemagne, le marché est également totalement ouvert et devient de plus en plus concurrentiel ;
• en Italie, le degré d’ouverture du marché est comparable à celui de la France, et Edison est en mesure de contester la position de l’opérateur historique (Enel) ;
• dans le reste de l’Europe, et en particulier en Europe centrale et orientale, le rythme de l’ouverture du marché se poursuit pour les nouveaux membres de l’Union Européenne.
Dans certains pays, ou dans certaines régions au sein d’un pays, le Groupe doit mener une stratégie de défense de ses parts de marché, comme en France. Dans d’autres, au contraire, il doit mener une stratégie offensive de conquête de parts de marché. Le type de concurrence auquel le Groupe doit faire face dans ces différents pays, l’évolution de cette concurrence, et son effet sur les activités et les résultats du Groupe sont donc variables d’un pays à l’autre. Ils dépendent du degré de déréglementation du pays concerné, mais aussi de nombreux autres facteurs sur lesquels le Groupe n’a pas non plus de contrôle.
Dans ce contexte, et même si le Groupe estime que le marché européen de l’électricité présente des opportunités, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de défendre ses parts de marché ou de gagner les parts de marché escomptées ou encore pourrait voir diminuer sa marge, ce qui aurait un impact négatif sur ses activités, sa stratégie et ses résultats financiers.
Le cadre réglementaire et juridique qui organise la libéralisation du secteur de l’énergie est récent. Ce cadre pourrait évoluer dans le futur et devenir plus contraignant.
Les activités du Groupe, en France et à l’étranger, sont soumises à de nombreuses réglementations (voir Section 6.5 « Environnement législatif et réglementaire » du Document de Référence 2007). Par ailleurs, et même au sein de l’Union européenne où les directives ne font que fixer le cadre général, le régime réglementaire et juridique peut varier d’un pays à l’autre.
Ce cadre réglementaire et juridique, qui organise la libéralisation du secteur de l’énergie, est relativement récent et n’apporte pas nécessairement toutes les solutions aux difficultés que soulève l’ouverture des marchés. Il est donc susceptible d’évolutions futures qui pourraient être défavorables au Groupe. Par exemple, ces évolutions futures du cadre réglementaire et juridique, que ce soit en France ou à l’étranger, pourraient entraîner des coûts supplémentaires, ne pas être en adéquation avec le modèle de développement du Groupe ou modifier le contexte concurrentiel dans lequel le Groupe devrait opérer.
Risques liés au fait que le Groupe restera, sans doute pour les prochaines années, l’acteur le plus important du marché français de l’électricité.
Bien qu’amené à enregistrer une baisse de ses parts de marché en France, EDF restera sans doute, pour les années à venir, l’acteur le plus important du marché français de l’électricité, notamment dans la production et la fourniture. Les activités de transport et de distribution (assurées par RTE- EDF Transport et par ErDF) doivent être menées dans un cadre garantissant leur indépendance par rapport aux activités de production et de commercialisation de manière à permettre à tous les utilisateurs un accès non discriminatoire.
EDF entend se conformer strictement aux règles applicables en termes de concurrence et de non- discrimination.
Cela étant, des concurrents ont engagé et pourraient engager des contentieux au titre du non- respect de ces règles ; litiges qui pourraient être tranchés dans un sens contraire aux intérêts du Groupe.
Par ailleurs, indépendamment de toute action contentieuse à l’initiative de concurrents, les autorités compétentes pourraient prendre des décisions contraires aux intérêts économiques ou financiers du Groupe ou impactant son modèle d’opérateur intégré et équilibré (voir en particulier les Sections 6.5.1.1 « Législation européenne — Ouverture du marché » et 6.2.1.2.1 « Ouverture du marché français de la commercialisation d’électricité » du Document de Référence 2007).
Ainsi, en décembre 2008, la Commission européenne a communiqué à EDF des griefs dans le cadre d'une procédure d'infraction en relation avec des soupçons d'abus de position dominante (voir « Evénements récents et perspectives - Communication des griefs reçue de la part de la Commission européenne »).
Enfin, des États européens pourraient arguer que l’ouverture du marché français est insuffisante et mettre en œuvre des mesures visant à freiner le développement du Groupe dans leur propre pays.
Cela pourrait avoir des conséquences négatives significatives sur le modèle, les activités et les résultats financiers du Groupe.
Les lois et les règlements qui exigent que les activités de transport et de distribution soient gérées de manière indépendante limitent le contrôle sur ces activités.
Conformément aux lois et règlements en vigueur, EDF a mis en place une gestion indépendante de ses réseaux de transport et de distribution par rapport aux activités de production et de vente et a procédé à la filialisation de ses activités de transport et de distribution. EDF pourrait être affectée par la perte de contrôle de certaines décisions opérationnelles pouvant avoir un impact sur les coûts de fonctionnement, qui constituent des éléments importants de la rentabilité des activités de transport et de distribution en France. Parallèlement, EDF continuera à supporter les risques liés à l’exploitation des activités de transport et de distribution, aux responsabilités éventuelles vis-à-vis des tiers et aux éléments pouvant affecter la rentabilité des actifs de transport et de distribution.
Il pourrait en être de même dans des pays où le Groupe est propriétaire ou gère des réseaux de transport ou de distribution et où il est soumis aux mêmes types de contraintes réglementaires.
Risques liés aux activités du Groupe
Le Groupe exploite des installations pouvant porter atteinte de manière significative à l’environnement naturel ou humain ou pour lesquelles des accidents ou des agressions externes pourraient avoir des conséquences graves.
Les risques spécifiques aux installations nucléaires font l’objet d’un développement particulier (voir ci-après les facteurs de risque sous l’intitulé « Risques liés à l'activité nucléaire du Groupe »).
En ce qui concerne les installations hydrauliques, bien qu’il n’en soit pas propriétaire mais concessionnaire, le Groupe est responsable en tant qu’exploitant de la sûreté de l’ensemble de ses ouvrages. Les principaux risques liés aux aménagements hydrauliques et à leur exploitation sont les suivants : le risque de rupture du barrage ou d’installations hydrauliques associées, les risques liés à la gestion des ouvrages en période de crue, le risque lié aux variations de débit ou de niveau du fait de l’exploitation des aménagements. A ces risques s’ajoutent ceux liés à des agressions ou actes de malveillance de toute nature.
Le Groupe prend, lors de la construction des ouvrages hydro-électriques, et au cours de leur exploitation, les mesures nécessaires de prévention et de sécurité (voir Section 6.2.1.1.4.2 « La sûreté hydraulique » du Document de Référence 2007) et ce avec la collaboration des pouvoirs publics. Toutefois, le Groupe ne peut pas garantir que de tels événements ne se produiront jamais ou que les mesures prises seront dans tous les cas pleinement efficaces, en particulier pour faire face à des événements externes (en particulier crues, imprudence de tiers).
En ce qui concerne les installations de transport et de distribution d’électricité, les personnes travaillant sur ce type d’ouvrages ou se trouvant à proximité, peuvent être exposées, en cas d’accident, d’erreur ou d’imprudence, au risque d’électrocution. Dans ce domaine, le Groupe met aussi en place les mesures nécessaires de prévention et de sécurité. Ceci étant, le Groupe ne peut garantir que ces mesures s’avéreront suffisantes dans tous les cas.
En France comme à l’étranger, des interrogations sont exprimées au sujet de l’éventualité de risques pour la santé humaine dus à l’exposition à des champs électromagnétiques (CEM) provenant notamment des lignes électriques exploitées par le Groupe. Sur la base de nombreuses expertises réalisées ces vingt dernières années, de nombreuses instances sanitaires internationales (dont l’Organisation Mondiale de la Santé (« OMS »), le Centre International de Recherche sur le Cancer (CIRC), l’Académie des Sciences américaine, l’Institut américain pour la santé et l’environnement (NIEHS), le Bureau National de Radioprotection anglais (NRPB)) considèrent, en l’état des connaissances scientifiques actuelles, que l’existence de dangers pour la santé liés à l’exposition aux CEM n’est pas démontrée ; dans un rapport publié en juin 2007, l’OMS considère que les risques sanitaires, s’ils existent, sont faibles. La Commission Européenne, par précaution, a établi des recommandations relatives à l’exposition du public et des travailleurs aux champs électromagnétiques, recommandations dont le respect a été préconisé par l’OMS dans son rapport de juin 2007, et qui sont respectées par le Groupe. Cependant, il ne peut être exclu que les connaissances médicales sur les risques pour la santé dus à l'exposition à des CEM évoluent ou que la sensibilité du public à ce type de risques augmente, ce qui pourrait exposer le Groupe EDF à des risques de contentieux ou conduire à la mise en place d’une réglementation imposant l’adoption de mesures de sécurité plus contraignantes pour l’exploitation ou la construction du réseau public de transport et de distribution.
Enfin, plus généralement, le Groupe exploite ou a exploité des installations qui dans le cadre de leur fonctionnement courant peuvent être, ou ont pu être, à l’origine d’accidents industriels ou d’impacts environnementaux et sanitaires (par exemple, rejets insuffisamment contrôlés, fuites dans les câbles électriques isolés avec de l’huile sous pression, défaillance des installations de dépollution, micro-organismes pathogènes, amiante, polychlorobiphényles (« PCB »), etc.). En particulier, dans certaines installations, des quantités importantes de produits dangereux (notamment explosifs ou inflammables, tels que le gaz et le fioul), sont entreposées. Ces installations peuvent être situées dans des zones industrielles où sont menées d’autres activités présentant le même type de risques, de telle sorte que des accidents survenant dans des installations voisines, appartenant à d’autres opérateurs, et qui ne sont pas soumises au contrôle du Groupe pourraient avoir un impact sur les propres installations du Groupe.
Le Groupe met en oeuvre, dans le cadre de la norme ISO 14001 (voir Section 4.1.2.4 « Gestion des risques liés aux accidents industriels ou aux impacts environnementaux et sanitaires du Groupe » du Document de Référence 2007), toutes les mesures nécessaires à la fois de prévention et de réparation éventuelle pour tout accident industriel ou toute atteinte à l’environnement des ouvrages qu’il exploite. Ces mesures sont destinées en particulier à protéger le Groupe à la fois d’un risque d’accident (explosion, incendie, etc.) survenant dans ses propres installations, mais aussi contre les effets d’un tel accident survenant dans une installation voisine appartenant à un tiers.
Toutefois, le Groupe ne peut garantir que ces mesures s’avéreront pleinement efficaces en cas de survenance de l’un des événements mentionnés ci-dessus.
Un accident du type de ceux décrits dans les paragraphes ci-dessus aurait des conséquences graves sur les personnes et les biens et la responsabilité du Groupe pourrait être engagée. Les couvertures au titre des assurances responsabilité civile et dommages souscrites par le Groupe (voir Section 4.1.3.1 « Assurances responsabilité civile (hors responsabilité civile nucléaire) » du Document de Référence 2007) pourraient s’avérer significativement insuffisantes. En outre, le Groupe ne peut garantir qu’il arrivera toujours à maintenir un niveau de couverture au moins égal au niveau de couverture existant et à un coût qui ne soit pas plus élevé.
Par ailleurs, ces accidents pourraient entraîner l’arrêt de l’exploitation de l’installation concernée et, potentiellement, de l’exploitation d’installations similaires dont on pourrait considérer qu’elles présentent potentiellement les mêmes risques.
En outre, les installations exploitées par le Groupe pourraient constituer des objectifs pour des agressions externes ou des actes de malveillance de toute nature. Des dispositifs de sécurité ont été prévus à la conception des ouvrages et des sites, et des dispositifs de protection sont mis en place par EDF. De plus, les mesures de sécurité contre toute forme d’agression ont été renforcées en collaboration avec les autorités publiques. Néanmoins, comme pour toutes les mesures de sécurité destinées à se protéger contre une menace externe, le Groupe ne peut garantir qu’elles s’avèreront pleinement efficaces dans tous les cas et notamment en cas de survenance de l’un des événements mentionnés ci-dessus. Le Groupe ne peut pas non plus garantir que les réglementations européennes et nationales relatives à la protection des sites sensibles et des infrastructures critiques ne deviendront pas plus contraignantes, ce qui pourrait entraîner des investissements ou des coûts additionnels pour le Groupe.
Une agression ou un acte de malveillance commis sur ces installations pourrait avoir des conséquences similaires à celles de l’un des accidents décrits ci-dessus : (i) dommages aux
personnes et aux biens, (ii) responsabilité du Groupe recherchée sur le fondement de mesures jugées insuffisantes, (iii) interruption de l’exploitation.
L’un quelconque de ces événements pourrait avoir des conséquences négatives significatives sur l’image, les activités, les résultats et la situation financière du Groupe.
Une partie importante des revenus du Groupe provient d’activités soumises à des tarifs réglementés dont le niveau pourrait avoir un impact sur les résultats du Groupe.
En France, une partie importante des revenus d’EDF dépend de tarifs réglementés fixés par décret commun du Ministre chargé de l’Economie et du Ministre chargé de l’Energie, sur proposition ou après avis de la Commission de Régulation de l’Energie (« CRE ») (pour tarif intégré et TURP – voir Section 6.2.2.4 « Tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (« TURP ») » du Document de Référence 2007). Ce mode de fixation des tarifs par des autorités de régulation se retrouve dans d’autres pays où le Groupe est présent : notamment le Royaume-Uni, l’Allemagne, la Chine, la Hongrie et la Slovaquie.
Ces tarifs font l’objet de négociations régulières entre les opérateurs et les autorités compétentes (voir « Evénements récents et perspectives – Tarifs »). Les autorités publiques et le régulateur peuvent décider de limiter, voire bloquer les hausses de tarif, à qualité de service équivalente. Ces mêmes autorités peuvent également modifier les conditions d’accès à ces tarifs régulés (pour la France, voir Section 6.5.1.2 « Législation française » du Document de Référence 2007 relative à la Loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie).
Même si les tarifs réglementés peuvent évoluer de manière favorable pour le Groupe, celui-ci ne peut garantir que les tarifs réglementés seront toujours fixés à un niveau qui lui permette d’améliorer ou de conserver ses marges et ses taux de retour sur investissements ou à un niveau compatible avec une ouverture effective et totale des marchés. Cela pourrait avoir un impact négatif significatif sur les activités et les résultats financiers du Groupe.
Par ailleurs, en France, les dispositions de la Loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie ont prévu notamment la mise en place pendant une période de deux ans, d’un tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché (« TaRTAM ») pour les clients finals qui en ont fait la demande écrite auprès de leur fournisseur avant le 1er juillet 2007. En vertu de l’arrêté du 3 janvier 2007, le TaRTAM est égal au tarif réglementé de vente hors taxes majoré de 10 %, 20 % ou 23 % suivant les caractéristiques du consommateur final choisissant de bénéficier de ce tarif. La Loi n° 2008-776 du 4 août 2008 dite de modernisation de l’économie prévoit la prolongation de ce dispositif d’une année supplémentaire, soit jusqu’au 1er juillet 2010 (pour une description de l'impact estimé sur le Groupe en 2009 et en 2010 de cette extension, voir
« Evénements récents et perspectives – Information Financière - Impact du TaRTAM (Tarif réglementé transitoire d’ajustement du marché »). De plus, toujours en France, la Loi du 21 janvier 2008 relative aux tarifs réglementés de l’électricité et du gaz permet aux clients particuliers qui auront choisi une offre de marché pour leur logement de pouvoir revenir aux tarifs régulés de l’électricité pour ce même logement, au plus tôt six mois après avoir fait valoir leur éligibilité, et sous réserve d’en avoir fait la demande avant le 1er juillet 2010. Cette Loi a étendu aux consommateurs professionnels (avec une puissance inférieure ou égale à 36 kVA) le droit au retour au tarif régulé en cas de déménagement, pour l’électricité uniquement. EDF ne peut ni garantir que les dispositions légales et réglementaires relatives à l’application de ces dispositions permettant un retour à un tarif réglementé ne se prolongeront pas de nouveau, ni qu’il n’y aura pas d’autres dispositifs tarifaires mis en place à leur échéance. EDF ne peut pas non plus ni
