PDS 2005 Direction de la Stratégie Groupe Les Énergies renouvelables (EnR) dans le groupe Positionnement stratégique Ad Hoc du 14 mars 2005.

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1 PDS Direction de la Stratégie Groupe Les Énergies renouvelables (EnR) dans le groupe Positionnement stratégique Ad Hoc du 14 mars 2005 8 mars 2005 Dossier établi par la DS avec des apports de : DPAN, DEDD, DPI (Enerthy), DC, DICAP, ex BCD, DPFT, DRD, DOAT (Sesame), Controlling stratégique 1

2 Un contexte externe qui pousse au développement des EnR et interroge notre stratégie
Un contexte énergétique en crise annoncé De nouveaux pays qui émergent (Asie, Europe de l’Est,..) avec des besoins énergétiques importants Des réserves prouvées d’hydrocarbures qui s’avèrent fortement sur-évaluées Un phénomène effet de serre qui devient de plus en plus prégnant Des risques géopolitiques Des évolutions technologiques EnR favorables Progrès techniques améliorant la rentabilité économique Normalisation européenne des matériels et nouvelles ruptures possibles (Chine) Relais technologiques à long terme en cours de développement ou d’expérimentation (piles à combustible, photovoltaique) Une attente plus forte de la société Sensibilisation des clients aux problèmes environnementaux Les collectivités locales cherchent à agir sur la politique énergétique locale Tension sur production classique de nouveaux modèles de nouveaux marchés de nouveaux acteurs Amplification de la Régulation et des incitations de la part des pouvoirs publics Des ruptures économiques Développement des EnR Face à ce développement, EDF peut être un industriel actif, passif ou opportuniste …

3 Enjeu économique Enjeu d’image Enjeu technologique
La stratégie du Groupe est à définir face à 3 enjeux qui interagissent Enjeu économique Enjeu d’image Enjeu technologique Rechercher l’engagement du Groupe dans les projets dégageant une rentabilité satisfaisante Valoriser au mieux les actions réalisées et tirer parti de la notoriété que de telles réalisations sont susceptibles d’apporter Faire émerger ou consolider la maturité technique des différentes filières EnR Rechercher pour le Groupe, dans le cadre réglementaire actuel (1), la meilleure adéquation possible entre ces 3 enjeux (1) L’évolution des mécanismes réglementaires de financement des Services Publics (CSPE) dont ENR peut être envisagée ou souhaitée mais doit être examinée plus globalement en matière de lobbying (voir slide 30)

4 Souhait exprimé de développement par type d’Enr
Enjeu d’image : en l’absence d’une volonté politique suffisamment affirmée, le grand public a une vision contrastée des EnR, plébiscitant toutefois l’énergie solaire Maturité de la position du grand public vis à vis des EnR Indifférence Sensibilisation information Naïveté Engagé Prêt à Expérience/test Maturité maturité Désillusion Opposition Hydraulique Une EnR historique qui n’est pas mise en valeur et qui est à risque aujourd’hui (cf. interview WWF) car non considérée énergie verte Hydraulique Biomasse EnR peu connue du grand public Une source d’énergie aujourd’hui plébiscitée à 74 % Pas de distinction entre le sol thermique et PV Solaire (th. et pv) Souhait exprimé de développement par type d’Enr Eolien Une position de principe assez favorable qui toutefois se transforme parfois en opposition forte d’une minorité lors de la réalisation des projets concrets 1) Baromètre Environnement EDF-R&D, France, DRD, 2002

5 Face à cette vision, la position d’EDF sur les ENR est mal ressentie, suscitant une forte attente, d’autant que nos concurrents s’y engagent déjà. Pas de communication explicite d’EDF sur les EnR (source DICAP) Une communication au fil de l’eau, le minimum nécessaire pour « suivre le mouvement EnR» Des engagements de développement EnR génériques (agenda 21) Exploitation forte de l’image de l’hydraulique Depuis 2002, mise en avant d’un développement équilibré du mix énergétique Toutefois un engagement d’EDF sur le Développement Durable reconnu mais reposant plus sur l’engagement social de l’entreprise que sur l’environnement EDF est considérée comme une entreprise engagée dans le DD (33%) devant GdF (12%) et Leclerc (10%)1 …mais avec une mauvaise note sur le thème de l’environnement, qui apparaît par ailleurs un critère de jugement moins important même si 35% demandent des efforts plus importants en la matière1 EDF n’est pas perçu comme un acteur du développement des EnR, ce qui peut être traduit comme une opposition EDF est un acteur qui ne pousse pas à leur développement ………. voire en freine le développement 2 Les développements actuels d’éoliennes dans les enceintes des centrales nucléaires peut laisser le public sceptique et perplexe vis-à-vis de l’attitude EDF (4) Mais une attente légitime d’un positionnement du groupe EDF, « électricien » historique, qui ait valeur d’engagement EDF n'aura pas le choix, en terme de survie (perception de la finitude des autres ressources) 1,2 EDF électricien historique ne peut pas se désintéresser de la production d’électricité à base d’EnR 3 Nos concurrents se sont déjà engagés à développer l’éolien en France pour affirmer leur ancrage territorial Suez à hauteur de 100 à 200 MW, Endesa pour 200 MW, Iberdrola 132 MW 1) Baromètre Image EDF dans le Public –DICAP, 10/ Sondage Ifop / Observatoire du développement Durable, 11/2003 2) Etude EDF DRD sur focus groupes 2004 3) L’image d’EDF auprès des décideurs et acteurs régionaux – DICAP, 2003 : étude réalisée auprès d’élus, dirigeants d’entreprise, hauts fonctionnaires et relais d’opinion (responsables d’associations et journalistes) (4) Interview interne

6 Les collectivités locales entendent légitimement relayer ces attentes de la société en étant moteur du développement des EnR sur leur territoire Les collectivités locales sont acteurs locaux de la politique énergétique nationale… Les lois de février 2000 et de janvier 2003 réaffirment les compétences des collectivités locales en matière de distribution d'électricité. Elles insistent en particulier sur leur qualité de collectivités concédantes, garantes au niveau local de la qualité du service public et de la protection des usagers. Les collectivités locales peuvent également intervenir en matière de maîtrise de la demande d'électricité des consommateurs et de production décentralisée d'électricité. …et du développement des énergies renouvelables Les collectivités locales sont consommatrices d’énergie, catalyseurs d’intervention du secteur privé sur leur territoire et autorités organisatrices du service public de l’électricité avec une compétence récente dans la demande d’électricité. La loi du 10 février 2000 invite les collectivités à développer leur intervention dans le domaine des énergies renouvelables (EnR). Elles sont aussi incitées par les populations qu’elles représentent puisque les enquêtes d’opinion montrent que la plupart des concitoyens estiment que le développement des EnR fait désormais partie du service public. et souhaitent être moteur de ce développement illustré par la signature entre l'Ademe et la FNCCR d'un accord cadre d'une durée de trois ans pour favoriser l'utilisation des ENR et maîtriser la demande d'électricité.

7 EDF est considéré par les collectivités comme un partenaire naturel et légitime mais aussi comme un partenaire qui développe peu les EnR EDF apparaît comme le partenaire recherché par les collectivités pour leur projet de production d’énergie Mais les collectivités locales attendent d’ EDF un engagement plus fort dans le développement des EnR Enquête Basic mai 2004 : Quelles sont les sociétés qui sont et qui pourraient être partenaires Une nécessité de positionnement du groupe vis à vis des collectivités locales et de leur projets de développement des EnR

8 Proposition de positionnement du Groupe en terme d’image
La position actuelle du Groupe est potentiellement favorable en terme d’image Le Groupe EDF est le Premier producteur à base d’Enr en France, le premier opérateur éolien en France, l’un des premiers producteurs d’électricité à base d’EnR en Europe, grâce essentiellement à son parc hydraulique et aux activités des filiales françaises et étrangères Mais cet engagement est peu connu ou non reconnu par le grand public et les collectivités probablement brouillé par l’image nucléaire du Groupe Ce constat conduit à proposer pour le Groupe un positionnement d’image visible et lisible appuyé sur un discours responsable et plus ambitieux Rendre visible et lisible ce que le groupe EDF est, et fait déjà en terme d’EnR Un positionnement qui contribue à l’image du Groupe à l’international mais … qui perdra de sa force du fait d’un développement inexorable des EnR entraînant, en Europe et dans le monde, l’érosion de notre place relative au sein des EnR qui est insuffisant par rapport aux attentes du public et des collectivités en matière de développement des EnR sur les territoires où nous sommes acteurs énergéticiens Afficher clairement sur les territoires qui sont les nôtres, des objectifs de développement pour les filières EnR que nous avons décidé de soutenir et de développer Un positionnement accompagnateur de notre projet industriel, donnant une visibilité aux ambitions du Groupe sur ses territoires, mais… un positionnement qui ne répond encore qu’imparfaitement en France aux attentes du public et des collectivités du fait de la légitimité acquise par notre position historique de « producteur national d’électricité » Expliquer la réalité et les limites de chacune des filières pour conforter la légitimité de nos choix en France Une pédagogie attendue du fait de notre position de référence en France sur l’ensemble de la chaîne : producteur, commercialisateur, transporteur et distributeur

9 Quelle rentabilité pour quel positionnement sur la chaîne de valeur ?
Enjeu économique : des contraintes multiples pour une stratégie adaptée Un impact sur les outils de production et de transport Quelle conséquence financière sur RTE et sur l’équilibre amont/aval d’un développement de l’éolien et d’un engagement fort d’EDF en France Le marché des EnR impacte la nature et le développement du parc de production et de transport/ distribution et donc la rentabilité des actifs existants ou à créer. Une contrainte Capex La période actuelle est celle du développement des EnR (meilleurs sites et projets). C’est aussi la période à faible Capex pour le Groupe. Face à une limitation des Capex, quels montants allouables aux ambitions du groupe ? Certificat verts (Italie et GB) Dans les pays avec quotas ( Italie et GB), nos filiales ont à opter entre achat de certificat et/ou construction de moyen de production à base d’ENR. Quelle vision de l’impact économique de l’évolution de la régulation dans chaque pays? Effet CSPE (France) Quel intérêt économique à développer les obligations d’achat, doit on être acteur pour capter une partie du marché créé ? Avec l’augmentation des prix de gros, la compensation est de moins en moins optimale au regard des coûts évités Gestion du risque Les filières technologiques sont en développement ou à peine mature, quelle couverture des risques à terme (risque industriel et financier) Quelle ambition sur chacune des filières? Quelle maîtrise financière des risques? Rentabilité de la filière Quelle rentabilité pour quel positionnement sur la chaîne de valeur ? Comme tout marché émergent, la rentabilité sur la chaîne de valeur reste à positionner.

10 Enjeu technologique : des filières technologiques plus ou moins matures qu’il faut prioriser
Production d’électricité à base d’EnR L’hydraulique : un potentiel de développement limité, des contraintes environnementales fortes liées au classement des cours d’eau et un contexte juridique français en évolution (remise en cause des concessions) L’éolien terrestre : Un marché en forte croissance (+ de 10%/an) avec un enjeu de MW à installer d’ici 2010 sur le G5 représentant un investissement de 20 Md€ L’éolien offshore : Un marché théoriquement prometteur (20000 MW sur le G5 ) dont le démarrage n’a pas commencé en raison des coûts de raccordement, l’enjeu pour le groupe est un enjeu de veille technologique et de recherche de compétence (UK) L’Hydrolien : une technologie au stade de l’expérimentation où les gisements restent à évaluer Production combinée d’électricité et de chaleur à base d’EnR La géothermie profonde : la seule géothermie à offrir quelques gisements nouveaux mais une technologie non maîtrisée aujourd’hui et une filière qui ne devrait pas voir le jour avant 2010 (une expérimentation du groupe en cours à Soultz) La Biomasse : un potentiel de développement technique en cogénération de 1000 MWe électrique en France d’ici 2010 et des taux de croissance de % sur le G5. Une filière à enjeu local car limité par l’accessibilité et le caractère diffus des ressources locales Production d’énergie à base d’EnR intégrée au bâti Solaire photovoltaïque : une filière en croissance dynamique (+30 %/an) portée par l’Allemagne, mais qui reste marginale pour répondre aux enjeux européens de production d’électricité Solaire Thermique : une filière en croissance de 25 %/an en Europe (y compris en France) Seuls l’hydraulique, l’éolien, la biomasse et le solaire (1) présentent des enjeux de court terme et donc des opportunités stratégiques à étudier pour le groupe (1) Les PAC n’ont pas été examinées en détail et seront assimilées avec les offres ENR thermiques dans un deuxième temps

11 Productibles cumulés des concessions à renouveler
L’Hydraulique : un enjeu défensif en France et en Italie de maintien de nos capacités actuelles et un enjeu plus offensif à examiner dans un 2eme temps. Concessions de grande hydraulique en France Risque de perte de concession : mise en concurrence systématique des concessions en renouvellement : Suez et Endesa se positionnent Productibles cumulés des concessions à renouveler 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 20 04 08 12 16 24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 année G W h 8 TWh en jeu d’ici 2015 à préserver pour EDF Risque d’augmentation des débits réservés d’ici 2013 dans le projet de Loi sur l’eau - 2,3 TWh de pertes potentielles d’ici 2013 pour EDF et une augmentation des émissions de 1 MtCO2 par an du fait de la perte de capacité de modulation Développement de nouvelles capacités via appels d’offres : 250 MW dont EDF pourrait obtenir 40 à 50 % (Gavet : seulement 60 GWh supplémentaires…..) + 0,6 TWh de capacités à développer (fil de l’eau) Concessions hydrauliques en Italie Risque sur les renouvellement des concessions : 667 MW en renouvellement Soit 2,5 TWh à préserver pour Edison d’ici 2012 Mini hydraulique France : un enjeu de développement qui reste limité Un potentiel techniquement réalisable de 2000 MW mais seulement 100 MW (+ 0,4 TWh) réellement exploitables économiquement et acceptables localement. Sur l’hydraulique, l’enjeu de maintien du productible est principalement défensif et nécessite : La prise en compte de ces risques par l’ensemble du Groupe Le lobbying nécessaire au niveau des Commissions Locales de l’Eau La mise en place d’une mission renouvellement des titres par Enerthy et Edison Le développement de synergies en France entre Enerthy et les délégations régionales En cas de concurrence frontale, les opportunités d’acquisition de concessions en renouvellement : Italie, Suisse, France (CNR, SHEM) sont à examiner au regard des intérêts déjà existants du groupe en Suisse et aux protectionnismes italiens et suisses … et dans un contexte européen peu pro-EDF

12 EDF (ensemble des participations du groupe)
L’éolien : Marché actuel de l’éolien sur le G5 et position du groupe EDF 6 800 MW MW Le groupe n’occupe une place significative qu’en France, en Italie et au Portugal 890 MW 335 MW 54 50 MW 39 MW 28 MW 390 MW 8 260 MW 67 MW 1 120 MW 520 MW 280 MW 38 MW Chiffres 2004 30 Md€ investis depuis 10 ans en Europe…où la France apparaît de plus en plus comme une exception …une filière qui représentera en 2010, MW sur le G5 soit 15% de la puissance électrique installée et 5% de la consommation EDF (ensemble des participations du groupe)

13 Structure moyenne de coût de l’éolien en €/MWh
Le développement de l’éolien terrestre est fortement capitalistique mais peut aussi être financièrement attractif Structure moyenne de coût de l’éolien en €/MWh Marge de l’éolien en €/MWh estimation moyenne sur la base d’un contrat d’achat signé en 2004 (hors rémunération du capital) France Royaume Uni Allemagne Italie Espagne Portugal Rémune-ration** 80 € MWh 98,5 € MWh* 81 € MWh 130 € MWh* 80 € MWh*** 91 € MWh Amortis. 18 Fonct H/a ** 2 200 2 600 1 850 2 000 2 100 2 100 33 Coût réel ** 33 € MWh 28 € MWh 39 € Wh 36 € MWh 35 € MWh 35 € MWh Exploitation & Maintenance 15 Ebit 47 € MWh 70 €/MWh 42 €/MWh 94 €/MWh 45 €/MWh 56 €/MWh Structure de coûts retenue (hors frais financiers et rémunération des capitaux propres) Ebit/CA 59% 71% 52% 72% 56% 61% source CVA Sur la base d’un fonctionnement de 2200 h/an base 15 ans Amortissement linéaire sur 25 ans Source: EDF R&D, CRE , EDFEV, Étude Syndicats Énergies Renouvelables *) Valeur de l’électricité + certificat vert (pendant les premières 8 années en Italie). En Italie, le prix du CV peut varier dans le temps, mais les conditions du marché font croire qu’il va rester élevé durablement **) Valeurs moyens par pays : source DRD/EDFEN ***) y.c subventions régionales Source CVA Les marges attendues sont compatibles avec les objectifs de rentabilité du Groupe Ces approches ont donné lieu à approfondissement par le Controlling Stratégique (cf : dossier spécifique transmis séparément) Nota : Coût Investissement 1000 k€/MW installé pour l’éolien terrestre et 2500 k€/MW pour l’offshore

14 Le cas particulier de l’éolien offshore
Une activité industrielle naissante fortement capitalistique Premier parc expérimental en 1991, moins de 600 MW installés en Europe (dont les ¾ depuis moins de 4 ans), 10 parcs vraiment significatifs, k€/MW (suivant site), soit environ M€ pour un parc « standard » Potentiel total de MW en France et MW Grande Bretagne Potentiel total de MW en France et MW Grande Bretagne Une activité risquée sur le plan technologique pour EDF Pas d’expérience offshore dans le groupe : des partenaires et sous traitants appropriés sont donc à trouver. L’ingénierie du groupe assurera une Assistance à Maîtrise d’Ouvrage. Un REX international faible et pas toujours favorable (démontage nacelles Horns Rev) Des conflits d’usage potentiels (tourisme, pêche) à gérer par un choix optimum du site et une bonne concertation. Mais a contrario Un positionnement attendu de la part d’EDF vu le caractère industriel des installations, Des sites peu nombreux à préempter aujourd’hui Malgré le nombre limité de sites, un relais de croissance potentiel à moyen terme, car les vrais acteurs devraient être peu nombreux Des projets instruits par le groupe sur lesquels il faut se prononcer : 1 en UK, 3 en France Positionnement sur l’éolien offshore : un développement mesuré, au travers d’une ou deux réalisations à horizon 2010, menées en partenariat. En France, l’Investissement est mobilisé à partir de 2008

15 PDM accessible pour le groupe en 2010 Marché encore disponible
G5 : Les marchés accessibles en 2010 et les parts de marché actuelles du Groupe donnent une première priorisation des potentiels de développement 60% France MW Espagne MW, des pdm accessibles importantes mais un marché oligopolistique et à marges limités d’où EDF est absent EDF acteur majeur actuel, pdm accessibles importantes en 2010 (75%), marges normales 50% 2004 2003 Italie 2900 MW EDF acteur majeur, pdm accessibles importantes en 2010 (30%), marges importantes 40% Portugal 3000 MW EDF présent, pdm accessibles importantes en 2010 (35%), marges normales PDM accessible pour le groupe en 2010 30% Allemagne MW, un marché saturé et très peu structuré, à faibles marges, où EDF est absent 20% Oui Royaume-Uni 5300 MW, un marché à forte marge mais déjà saturé où EDF est peu présent Installé 2003 Projets pré-emptés hors EDF Projets développés par EDF 10% Marché encore disponible PDM du groupe EDF en 2004 0% 0% 5% 10% 15% 20% 25% La France et l’Italie présentent pour le Groupe des opportunités de développement avec un marché encore important et accessible malgré une part de marché relative en France qui s’érode …. Compte tenu du portefeuille actuel de projets, le Portugal peut rester un champ de développement pour EDF EN

16 Besoin estimé de l’entité en 2010 MW sup. éoliens envisagés
Cette priorisation est à croiser avec les besoins des entités du groupe au titre de leurs obligations réglementaires nationales Permis d’Emissions Négociables Le coût du C02 évité en France par la production éolienne de l’ordre de 100 à 150 €/tCO2 est très loin des coûts de marché du CO2 actuels et estimés en 2010 (10 à un maximum de 20 €/tCO2) Toutefois, l ’éolien contribuera à la diminution des émissions de CO2 du groupe en France à hauteur de 10 à 15 %(4) La construction d’éolienne n’est pas une réponse économique aux besoins éventuels du groupe en CO2 à moyen terme(1), mais contribue à la diminution des émissions de CO2 Certificats verts Seuls Edison et EDF ENERGY filiales sont soumis à des obligations de productions d’EnR au travers des certificats verts Obligation Prod Besoin estimé de l’entité en 2010 MW sup. éoliens envisagés EDF Energy 4,3 – 10,4% 6 TWh 900 MW (2) (1/3 besoin) EDISON 2,7 – 4,8%(3) NR 400 MW (3) terrestre EnBW Néant - EDF Au titre de la réglementation, les besoins minimum d’ici 2010 sont de MW pour les filiales anglaise et italienne La question des mécanismes de développement propre (MDP) ne fait pas l’objet d’une réponse dans ce cadre Choix d’EDF ENERGY de couvrir ses besoins par 1/3 de PPA, 1/3 d’achat spot, 1/3 de construction de moyens propres afin de minimiser les risques Projection des prévisions d’EDISON (200MW) de la période sur (hypothèse d’un nouveau décret prolongeant les obligation + à,35%/an) Source DOAAT : L’éolien permet d’éviter gCO2/kWhéolien en France, soit environ 3 MtCO2 évités par an dans l’hypothèse de 6000 MW installés

17 En France, le Groupe doit concilier différents rôles : producteur prédominant, acheteur obligé et vecteur de l’action politique de l’Etat actionnaire En France, EDF a l’obligation de racheter l’énergie produite suivant un tarif d’achat réglementé . La différence entre ce prix d’achat et les coûts évités pour EDF est compensé au travers de la CSPE Actuellement la notion de coût évité est pour l’administration calquée sur le coût du kWh sur le marché de gros Ce mécanisme de financement (slide 30) et de compensation (slide 17) n’est pas forcément pérenne pour accompagner le développement des ENR en France, mais il constitue actuellement le cadre du modèle économique de leur développement et donc le fondement du positionnement industriel du Groupe en France pour la période Le modèle économique : coût obligation d’achat + coût variabilité de la production - compensation au titre de la CSPE coûts évités de production Une nécessité pour EDF d’arbitrer entre les intérêts économiques d’EDF acheteur et d’EDF développeur

18 Plafond Max CSPE ( 7%du tarif 6 kvA)
Dans le respect du corps d’hypothèses, le financement du développement de l’éolien via la CSPE ne présente pas de rupture probable avant 2010 Hypothèses M € Hypothèse maximale développement 6000 MW éolien dont 500 MW offshore en 2010 Maintien du plafond (7%TB au delà des augmentations du tarif déjà prévues Tarifs de rachat inchangés Stabilisation à partir de 2006 du prix de gros : 35 € MWh Cogénération : extinction de obligation d’achat à partir de 2011 (de 17 TWh en 2010 à 0 TWh en 2015) Éolien terrestre :arrêt de la croissance du flux entre 2010 et 2015 Eolien Offshore : démarrage après 2010 Hydraulique et autres EnR : stabilisation à partir de 2007 Plafond Max CSPE ( 7%du tarif 6 kvA) +2% +2% +3% Cogénération Eolien offshore Eolien terrestre hydraulique ZNI Un système de financement des obligations d’achat à surveiller toutefois en cas de : retournement du marché de gros maintien du blocage des tarifs évolution des tarifs d’achat

19 Illustration : fluctuation et prévision en Allemagne
L’intermittence de l’éolien: une variabilité de la production liée à la maîtrise de la prévisibilité qui nécessite des capacités de réserve supplémentaires Coût de l’intermittence : un sujet sensible propre à chaque pays et à l’organisation de son marché avec une communication souvent orientée mais …. Une réalité : Une forte fluctuation journalière Une grande difficulté à prévoir le vent à des horizons dépassant 72 h mais problème similaire à celui de la prévision de consommation avec l’aléa de température (source DOAAT et RTE) Une contribution à la pointe de 15 à 20 % 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 Jour MW Real [MW] Forecast [MW] Des coûts générés qui sont liés aux écarts entre prévisions et réel Peu de coûts générés, malgré une très forte fluctuation du fait de sa prévisibilité Illustration : fluctuation et prévision en Allemagne Pmax inst Production éolienne en Allemagne du 28 Avril au 4 Mai 2003 et prévision à 7H la veille Une certitude : une prévisibilité en J-1 plus fiable Une nécessité de prévoir des moyens de réserve supplémentaire pour faire face aux variabilités infra-horaires et infra-journalières : un coût de réserve pouvant atteindre 2 €/MWh éolien en 2010, valeur probablement inférieure en France du fait de l’existence de deux régimes de vent distincts, contrairement à l’Allemagne

20 P éolien installée en France en MW surcoût pour EDF en M€/an
Quelque soit le prix de rachat de l’énergie produite, les mécanismes de rachat occasionnent en 2010 un surcoût non neutre pour EDF Obligation Intermittence 90 d’achat – 2 €/ MWh CSPE 200 6000 P éolien installée en France en MW surcoût pour EDF en M€/an illustratif 80 70 60 MWh 50 €/ 40 30 20 Coût évité 10 illustratif de production en 2010 (source DOAAT) Hypothèses : prix ruban 35 €/MWh Fonctionnement 2200 h Cet écart entre coût évité de production et prix du MWh éolien acheté, net de CSPE, représente un surcoût pour le Groupe Un surcoût qui peut atteindre en 2010 entre 100 et 200 M€/an en fonction de la taille du volume éolien développé en France (3000 MW ou 6000 MW) Coûts évités (source DOAAT) En 2010, le coût évité résulte uniquement de la production substituée (nucléaire, fuel , charbon, import/export, effacement), à cet horizon on suppose que le mix de production résulte de décision déjà prises aujourd’hui En 2020, le coût évité est valorisé par la production substituée et le développement de moyens évité (CCG et TAC)

21 Ce surcoût peut être limité en agissant sur plusieurs leviers d’action (1/2)
1. Capter le maximum de la marge amont en renforçant nos positions en France sur l’éolien 80 1 50 100 180 220 300 350 200 PdM EDF en % 2 3 4 5 6 7 Capex en Md€ 80 100% Illustratif PdM EDF Surcoût en M€/an en 2010 80% Pmax inst GW 50% Illustratif Rn/Ca 28/33% 22-26 Frais financiers 8 Impôts 18 Amortis. 33 Exploitation & Maintenance En fonction des Capex alloués, un surcoût qui peut être en partie compensé 15 (*) Hypothèse investissement type 25 % de fonds propres et 75 % d’emprunts sur 12ans à 5% 2. Intégrer d’autres marges de la chaîne de valeur amont : maître d’œuvre de l’exploitation L’internalisation de la marge exploitant procure un gain peu significatif : 10 M€/an en 2010 pour une Pdm de 30% Par contre, la maîtrise de la performance de notre parc et donc la garantie de notre marge amont pose la question d’internaliser dans le Groupe la maîtrise d’œuvre de l’exploitation maintenance face aux constructeurs. La maîtrise d’œuvre d’exploitation ne répond pas à l’enjeu économique mais permet de mieux maîtriser les risques de la fin de garantie fournisseurs et de pérenniser ainsi la marge globale amont

22 Ce surcoût peut être limité en jouant sur plusieurs leviers d’action (2/2)
3. Par un changement de la référence de calcul des compensations d’obligation d’achat, avec toutefois le risque mortifère d’une révélation du prix marginal d’EDF Ce levier n’est, de plus, plus d’actualité à court terme (clarification récente de la règle). 22-26 Frais financiers 8 Impôts 18 Amortis. 33 Exploitation & Maintenance 15 4. Par un transfert de l’obligation d’achat du producteur vers le transporteur qui permettrait de transférer les surcoûts sur le Tarif d’acheminement RTE serait de fait un acteur du marché en cas d’excédent avec pour risque principal de faire émerger le prix marginal d’EDF du fait du débouché aval contraint par les Tarifs … …et renforcerait les arguments du RTE pour se doter de moyen de pointe empêchant la révélation du prix réel de la pointe 5. Par un développement des interconnections pour faciliter la commercialisation des MWh verts supplémentaires sur le marché de gros

23 Proposition de positionnement du groupe sur l’éolien
En GB et Italie, l’objectif est de développer les besoins nécessaires au respect de la réglementation : 1300 MW (1) soit 1,3 Md€ de Capex nécessaires d’ici 2010 (1): comprenant une position limitée sur l’éolien offshore afin d’acquérir des compétences : participation minoritaire à un projet pilote en GB associé à une ingénierie spécialisée dans l’offshore En France, un engagement fort d’EDF EN est attendu. Cet engagement : répond à l’enjeu d’image lié à la position de référent du Groupe sur son marché historique réduit le manque à gagner du Groupe sur un marché qui se développera quelque soit la position d’EDF. consolide la position du Groupe en cas d’apparition du marché des certificats verts. correspond à une position financièrement attractive bien que consommatrice de Capex En France, cet engagement se traduit par l’objectif d’atteindre 30% de pdm en 2010 Soit un besoin en Capex pour EDF EN se situant entre 0,9 Md€ et 1,7 Md€ (pour un parc national se situant entre 3000 MW et 6000MW installés en 2010) Ce positionnement en tant qu’acteur majeur de l’éolien en France nécessite : de réorienter la trajectoire du développement d’EDF EN France en lien avec l’évolution de son partenariat capitalistique (principalement sur compte tenu de l’inertie des projets) de piloter cet outil industriel (pérennisation de la marge et contrôle de l’image) à travers l’acquisition et le contrôle de la compétence de maîtrise d’œuvre exploitation maintenance … et d’être bien entendu irréprochable dans notre mission de service public pour le traitement des raccordements Autre zones (Péninsule Ibérique, Grèce , USA), le développement reste soumis au potentiel de Capex du groupe, à la rentabilité globale attendue de EDF EN et à l’évolution du partenariat avec l’actionnaire historique d’EDF EN

24 La biomasse : un rythme de développement contrôlé par les dispositifs législatifs de soutien de chaque pays… En France, en l’état actuel de la régulation, les enjeux biomasse à des fins de production d’électricité restent limités malgré des gisements techniques importants et des objectifs politiques ambitieux Les tarifs de rachat de l’électricité produite à partir de biomasse se situent entre 49 et 61 €/MWh (hors appel d’offre) pour un seuil maximal de 12 MWe alors que le coût de production d’une installation de bioélectricité est généralement supérieur à 60 €/MWh. Il y a peu de chance que des évolutions technologiques parviennent d’ici 2010 à faire baisser significativement ce coût Pour les installations simplement électrogènes de puissance minimum de 20 MWe, la rentabilité ne peut être atteinte, même si le combustible est gratuit, qu’avec un prix d’achat provenant des procédures d’appels d’offres Les projets de type co-génération peuvent s’avérer économiquement justifiés mais restent limités par la nature et la quantité de ressource disponible, la problématique de l’évacuation de chaleur demeurant essentiel Lors de l’AO lancé par la CRE fin 2004 , 216 MW en cogénération et 16 MW en biogaz ont été attribués pour des projets industriels à un prix moyen de 86 €/MWh qui doubleront la production actuelle (1,5 TWh) En l’état de la réglementation, le développement en France est limité à la cogénération et par AO L’Allemagne, la Grande-Bretagne et l’Italie bénéficient d’une législation plus favorable au développement de la biomasse à des fins de production d’électricité Allemagne : des politiques volontaristes, nationales ou mises en œuvre par les Länders, ciblées sur différentes ressources comme la récupération de biogaz sur de petites installations agricoles, filières bois / bois de rebut/ méthanisation. Un marché occupé par une variété d’acteur. Royaume-Uni et Italie: des incitations via le système de certificats verts poussant le développement de l’ensemble des filières : Dalkia profite de ces opportunités financières sur ces marchés habituels. Espagne : une valorisation de l’électricité plus intéressante. Des projets en cours de développement par EDF EN. Mais la décroissance des tarifs d’achat pourrait mettre un terme au développement actuel. Sur le G5, hors France, la Biomasse offre un potentiel de développement intéressant

25 … sur un marché complexe, peu structuré et hétérogène sur le G5 et une ressource restant à maîtriser avec des coûts d’accès variables En rouge, priorité 1 : potentiel technique > 2 Mtep et filière avancée (opportunité d’acquisition) ou en croissance (opportunité de développement) Potentiel technique - en Mtep – Énergie primaire Allemagne France Royaume-Uni Italie Espagne Portugal Combustion des pailles et autres résidus secs issus de l’agriculture Agriculture 3,1 9,8 1,5 3,9 3,0 0,6 Litières de volaille et autres résidus secs issus de l’élevage 0,4 0,9 0,5 0,1 Méthanisation des déjections animales 2,3 2,0 1,1 1,2 0,2 Cultures énergétiques 3,5 5,5 1,8 2,4 4,0 Combustion du bois 11 12 < 1 4 1 Forêts Combustion des résidus de forêts 2 Combustion des sciures de bois et autres résidus secs 3 Industrie Valorisation des effluents de l’industrie (en particulier sucrière / agro-alimentaire) < 0,1 Combustion des résidus de l’industrie du papier Incinération des déchets municipaux solides 1,6 0,3 -0,5 0,2 -0,5 Déchets Incinération / combustion du bois de démolition 1,9 ? 2,7 ? ? 0,2 ? Méthanisation des déchets en décharges 0,3 0,8 Fermentation ou incinération des boues stations épurations 0,6 – 1,1 0,2 – 0,4 En orange, priorité 2 : potentiel technique < 2 Mtep mais filière avancée ou en croissance En jaune, priorité 3 : potentiel technique > 2 Mtep, mais filière qui n’a pas encore décollée % élec dans la valori-sation 15% Faible ? 60% 15 % 5 % 80% 25% 20 % Gisements techniques Source CVA La filière bois est déjà pour moitié valorisée thermiquement, la filière paille semble être la seule à pouvoir répondre aux enjeux de la directive européenne mais reste à structurer en France

26 La biomasse : un enjeu modeste pour la production d’électricité à l’échelle du groupe en l’absence d’enjeu d’image La biomasse participe pour 1,4% à la production d’électricité en Europe et pour 0,5% en France Malgré des potentiels techniques parfois significatifs, le caractère très morcelé des ressources constitue un frein important pour leur développement à grande échelle Plusieurs filières pourraient toutefois constituer des sources de création de valeur pour le groupe EDF. Compte-tenu des potentiels techniques et de la maturité des filières, les sujets à regarder en priorité sont : La combustion de la paille et des résidus secs de l’agriculture : filière non mature Les filières de combustion du bois au travers du Plan Bois de l’Ademe est la plus prometteuse : la difficulté réside « dans les puits de chaleur » à trouver pour valoriser la filière soit en chaleur pure soit en cogénération : Dalkia est actuellement largement présent sur ce segment. La méthanisation agricoles et en décharge (qui offre des possibilités élevées de valorisation électrique, plus de 60%) , filière peu mature. La méthanisation / incinération des boues d’épuration mais des projets de taille réduite hors très grande agglomération et sur lesquels le groupe retrouvera les traiteurs d’eau…. Une nécessité toutefois de maîtriser pour chaque projet: - la garantie de la ressource locale - l’ingéniérie spécialisée (incinération, gazéification de biomasse….) - les débouchés chaleur aux industriels et/ou réseaux de chaleur des collectivités locales Des attentes ponctuelles liées aux ressources locales et aux besoins de chaleur pour les collectivités territoriales et les industriels La très grande variabilité des coûts d’accès à la ressource, notamment en fonction du contexte « micro local », incite à une approche pragmatique de développement de projet au cas par cas

27 Proposition de positionnement du Groupe sur la Biomasse
En France, en l’état actuel du marché et de la réglementation, la biomasse ne constitue pas un enjeu pour le Groupe car la production d’électricité à base de biomasse reste peu rentable en dehors de procédures d’appel d’offre (impact élevé sur la CSPE). Elle peut parfois répondre à l’attente spécifique de collectivités locales ou d’industriels qui sont les drivers de son développement. Sur ces segments, le groupe peut alors se positionner au cas par cas pour répondre à un enjeu d’image ou commercial (1). Le développement de ces projets électrogènes sera à apprécier selon les mêmes exigences de rentabilité que les projets éoliens En Grande Bretagne et Italie, les projets sont à étudier conjointement par EDF EN avec EDF ENERGY et EDISON suivant leurs besoins en certificats verts, offrant ainsi une opportunité d’apprentissage et d’acquisition de compétences, qui pourrait être nécessaire au groupe en cas d’évolution de la réglementation en France ou du partenariat avec Veolia/Dalkia. En Allemagne, les projets sont à examiner au regard des allocations de Capex du groupe et des enjeux locaux de renouvellement des concessions Le positionnement des entités du Groupe sont dans cette optique : Dalkia en réponse aux industriels, aux réseaux de chaleur et aux projets bois autres entités du Groupe pour les collectivités locales ou l’incinération des déchets

28 Le Solaire Thermique : un marché en forte croissance qui peut devenir un relais de croissance
12 Evolution du marché en Mm2 politiques actuelles : hypothèses de croissance sont fondées sur la continuité historique sans intégrer de changement majeur. Millions M2 Allemagne 10 Une croissance annuelle de 25 % qui ne permettra toutefois d’atteindre que 2% des gisements techniques en 2010 en France 8 6 4 France Italie Espagne Portugal Royaume-Uni 2 1998 2003 2000 1998 2003 2000 1998 2003 2000 1998 2003 2000 Source ESTIF (capteurs vitrés) Allemagne France Italie Espagne Portugal Royaume - Uni 360 910 57 32 38 129 30 15 61 115 63 31 215 16 1,2 5,8 24 17 7 8 Production équipement Distribution & marketing Installation Maintenance & dépannage 5,4 1,3 10 0,4 0,5 342 198 595 430 330 20 1300 1400 Chaîne de valeur et chiffres clés en 2010 CA en M€/an(vitrés seulement) A Horizon 2010 un marché de plus de 130 M€ en France et de plus d’1 Md€ sur le G5 et faiblement consommateur de Capex

29 Législation / Actions gvt Incitations financières
Un marché tiré par une réglementation qui favorise de plus en plus le solaire Allemagne France Italie Espagne Portugal Royaume-Uni / 5,5 % au lieu 19,6 % TVA à 10 % au lieu de 20 % TVA de 12 % au lieu de 19 % TVA à 5 % au lieu de 17,5 % 40 % crédit d’impôt 30 % de l’investissement, limite 700 € Les entreprises peuvent amortir sur 4 ans 125 €/m2 Subventions au niveau régional jusqu’à 30 % de l’investissement Sur dossier En cours d’élaboration 600 € pour les particuliers Financement régional et aide aux producteurs Financement complémentaire régional + prime ANAH2 Programme global de 17 M€ Crédits bancaires facilités Promotion Création réseau Qualisol Obligation d’installation dans les nouvelles constructions Barcelone  autres villes (35) + projet de loi Réduction TVA Réduction IR Autres Subventions Législation / Actions gvt Incitations fiscales Incitations financières 1) Les subventions ADEME vont progressivement se réduire, substituées par des incitations fiscales plus importantes Tous les pays prévoient des incitations fiscales ou financières pour le solaire L’Espagne a passé un cap en rendant obligatoire dans certaines villes le solaire thermique dans les nouvelles constructions, certaines villes françaises comme Nice l’envisagent….

30 Proposition de positionnement sur le solaire
Solaire thermique Un marché au potentiel intéressant tiré par une réglementation favorable et une attente forte des clients individuels Une image plébiscitée où EDF peut ^jouer un rôle Une position du Groupe en France au travers de Everbat et Giordano (participation de 20 % d’EDF EN) et un accès privilégié au client via la D. Commerce Une possibilité pour EDF d’acquérir des certificats blancs (2 TWh actualisés pour la période ) Un marché peu consommateur de Capex Un marché qu’EDF doit développer au travers d’une offre de services d’efficacité énergétique Solaire/MDE pour prendre une position de leader et bénéficier ainsi de l’image associée au solaire. A instruire dans le dossier Stratégie Service et relais de croissance Photovoltaïque Pas d’enjeu à court terme pour les clients résidentiels sauf évolution de la régulation ou rupture technologique lié au développement de CISEL par EDF DRD Un marché à forte marge tiré par l’Allemagne sur lequel sont présents nos concurrents Eon et Electrabel Une position forte du groupe au travers de la JV avec Total dans Tenessol Une position à conserver et à réexaminer lors d’un prochain besoin de Capex

31 Quel risque de rupture face au non respect probable par l’UE des objectifs et de la France de la PPI ? Quelle posture pour le groupe La directive est une directive sans contrainte ni pénalité … Le risque d’une harmonisation du mécanisme des certificats verts à l’échelon européen, poussé conjointement par RECS et EURELECTRIC, semble peu probable avant 2015, les positions de chaque pays membre étant fort éloignées. Les pays ayant le plus contribués au développement de l’éolien ( Allemagne et Espagne) étant en avance par rapport à ceux ayant choisi les certificats verts (GB et Italie) Par contre la création d’un cadre communautaire plus volontariste vis à vis des engagements pays, après rapport de la Commission qui sera présenté au plus tard le 27/10/05 sur l’ évaluation du rapport coût- efficacité des mécanismes mis en place dans chaque pays ne peut être écartée … adoptée sous présidence française, une évolution du cadre réglementaire français n’est pas exclue Imposition par l’Etat français de quota de production d’électricité à partir d’EnR (certificats verts) obligeant le Groupe à développer massivement la production d’ENR ou à acheter des certificats à prix fort aux producteurs concurrents mieux positionnés (CNR). Les positions proposées permettraient de faire mieux face à cette rupture (enjeu PPI 2010). Et/ou généralisation des Appels d’offres par l’Etat. Par ailleurs, compte tenu du contexte particulier de la production d’électricité en France (parc nucléaire), le lobbying du Groupe auprès de l’Etat doit être orienté vers un renforcement du développement des EnR thermiques par la définition d’objectifs de parts d’énergies renouvelables dans la consommation d’énergie primaire de chaque pays à l’image de l’objectif européen. L’intérêt du groupe est de ne pas apparaître réfractaire aux ENR en France pour éviter que lui soit imputé le retard pris par la France dans leur développement … avec comme conséquence une obligation imposée aux producteurs qui pénaliserait le Groupe

32 Propositions de positionnement global du Groupe sur les ENR (résumé)
Renforcer notre position sur les EnR en s’engageant dans le développement industriel des filières rentables et en communiquant sur les avantages et limites de leur utilisation Priorité 1 : l’hydraulique Pérenniser notre productible France et Italie, examiner les opportunités d’acquisition de concessions en renouvellement et saisir les opportunités de développement satisfaisants les critères de rentabilité. Priorité 2 : l’éolien En GB et Italie, développer les besoins nécessaires au respect de la réglementation : 1300 MW soit 1,3Md€ de Capex nécessaires d’ici 2010 En France, un enjeu d’image fort et un risque de se voir imposer une obligation, qui nécessite un engagement clair du groupe sur un marché financièrement attractif : - Un objectif de part de marché de 30 % en 2010 soit 0,9 à 1,7 Mds€ de Capex pour EDF EN Un partenariat capitalistique dans EDF EN intégrant cette volonté Une exploitation maintenance maîtrisée en acquérant la compétence de maîtrise d’œuvre correspondante. Autres zones, un développement potentiel soumis au potentiel de Capex du groupe et à la rentabilité attendue de EDF EN (logique partenarial avec l’actionnaire historique d’EDF EN) Priorité 3 : Le Thermique : solaire thermique, PAC Un marché rentable et porteur d’image nécessitant le développement de services d’efficacité énergétique (MDE). Des offres Solaire et PAC à examiner en terme de relais de croissance. Priorité 4 : la Biomasse En France : En l’absence d’enjeu d’image et en l’état de la réglementation, la biomasse ne répond pas à un enjeu de production d’électricité à base d’EnR. Le Groupe ne se positionnera par ses filiales qu’au cas par cas en réponse aux attentes des collectivités locales et des industriels. Les éventuels appels d’offres électrogènes seront à apprécier projet par projet au regard des mêmes exigences de rentabilité que les projets éoliens. En Grande Bretagne et Italie, un développement à examiner selon les besoins en certificats verts

33 Principes d’organisation à poursuivre en réflexion
Eolien et Mini-Hydraulique Regroupement au sein d’une même entité de la Maîtrise d’oeuvre d’exploitation/ maintenance des parcs éoliens européens (une fois cette compétence acquise). Réflexion à mener sur le même regroupement pour les centrales de mini hydraulique Production d’énergie solaire intégré au bâti Regroupement au sein d’ EDEV des entités Giordano, TENESSOL et EVERBAT en partenariat avec la Direction Commerce pour un développement opérationnel des offres Solaire/MDE Mise en oeuvre et suivi opérationnel de la Stratégie EnR Désignation d’un coordinateur unique pour le groupe