L’historique :

British Energy, société crée en 1996 après la privatisation du Central Electricity Generating Board, assure 20% de la production d’électricité britannique et réalise l’essentiel de son chiffre d’affaires sur le marché de gros : dans la première étape de la déréglementation, le gouvernement britannique a en effet séparé les compagnies de production des compagnies régionales de distribution et de commercialisation, privant les producteurs de l’accès au marché de détail.

Suite à une baisse des prix de 40% entre 2000 et 2002, British Energy subit de lourdes pertes en produisant à un coût de 22 £ / MWh une électricité qu’elle vend sur un marché de gros établi à 18 £ / MWh ; le 31 mars 2003, la société confirme une perte de £ 3,8 milliards pour l’année écoulée, et son action chute d’un tiers en une semaine. Elle est quasiment en faillite.

Avec l’accord de la Commission Européenne, le gouvernement britannique prend alors 35,2% du capital de British Energy, injectant £ 3 milliards, et procède à la restructuration du capital et de la dette.

La hausse des prix du pétrole et du gaz permet un redressement spectaculaire depuis 2005, mais la société conserve un profil financier risqué selon les analystes, en raison de la prédominance des centrales nucléaires de la génération AGR, et de son absence du marché de détail. Les revenus cumulés de British Energy depuis 2003 compensent à peine la moitié des pertes du seul exercice de 2002.

EDF vient donc d’acquérir British Energy.

Afin de maintenir l’équilibre concurrentiel déplacé par la concentration de moyens à l’avantage d’EDF, la Commission Européenne impose à EDF la revente de deux centrales (Sutton Bridge et Eggborough), la vente d’une partie de la production future d’électricité sur le marché de gros, et la vente d’un des sites destinés aux nouvelles unités EPR (celui de Dungeness ou celui de Heyscham).

EDF doit également mettre fin à l’un des accords de livraison d’énergie à l’opérateur National Grid sur le site de Hinkley Point, à disposition de la concurrence.

Dans l’opération, le gouvernement britannique réalise une plus-value de £ 1,5 milliards en vendant sa participation à EDF, et il récupère la moitié de sa mise de fonds de 2003. Ce gain s’ajoute aux dividendes qu’il a perçus cinq années de suite.

Le futur contexte :

British Energy affiche un bénéfice opérationnel moyen prévisionnel annuel de £ 800 millions ; or depuis 2003 British Energy n’a jamais tenu ses engagements financiers et ses réalisations sont systématiquement en repli de plusieurs centaines de millions de livres à chaque exercice. Le prix de marché de gros de l’électricité au Royaume-Uni est corrélé au prix de gros du gaz, qui est le plus cher d’Europe. Ce prix baisse considérablement depuis l’été 2008, accompagnant le très important recul mondial du prix du pétrole brut. Les prix de détail de l’électricité au Royaume-Uni sont parmi les plus élevés en Europe après la privatisation : le gouvernement tiendra compte de cette tendance et les consommateurs anglais exerceront les pressions dans ce sens. L’extension des capacités de transport de gaz depuis les réservoirs de la mer du Nord (Langeled, BBL, IUK, Canvey, Ilse of Grain, et Milford Haven), et la montée en régime des champs norvégiens de Ormen Lange, modèrent également le niveau de ce prix de gros du gaz, après une longue période de restriction de capacité et de hausse. Le prix du carbone est aujourd’hui de £ 10 / tonne de CO2, il grève le coût de production du cycle combiné gaz de £ 4 / MWh ; une hypothèse sérieuse de doublement de ce prix d’ici 2020 augmente le coût de production à nouveau de £ 4 / MWh. Cette hausse n’est pas cruciale pour l’économie de ce moyen de production, qui mise par ailleurs sur la maîtrise du prix du gaz dans la convergence européenne, avec une tendance à la baisse pour le Royaume-Uni. Les nouvelles unités performantes du cycle combiné gaz se substituent aux réductions planifiées de capacité de la production nucléaire AGR, et de la production au charbon : une marge de capacité de production planifiée est ainsi constituée et, selon National Grid, elle est tout à fait suffisante jusqu’en 2020.

L’analyse d’EAS :

La production nucléaire de nouvelle génération EPR est donc le concurrent direct du cycle combiné gaz planifié, qui est aujourd’hui la source de production majoritaire du Royaume-Uni.

En 2009 en effet, 150 TWh seront produits à partir du gaz, 110 TWh à partir du charbon, 60 TWh avec les centrales nucléaires, et 40 TWh avec d’autres moyens de production. En 2020 le cycle combiné gaz se prépare pour être en capacité de produire 250 TWh, pour une demande de 400 TWh.

Le succès de l’acquisition de British Energy repose sur des hypothèses dont EDF a fait part dans sa communication institutionnelle ; il pose cependant plusieurs questions cruciales qui ne sont pas résolues et dont dépend la rentabilité d’EDF :

EDF est donc propriétaire des terrains, elle devra toutefois s’assurer de leur usage à la date souhaitée du démarrage du premier EPR (2017) : EDF va agir dans un contexte réglementaire britannique et européen qui est complètement différent de celui qui a permis le développement du programme nucléaire en France. Par le passé, aucune expérience de cette ampleur n’a été couronnée de succès. L’unique exemple d’une greffe réussie à grande échelle est celle de la filière à eau lourde en Inde. Le gouvernement britannique s’est montré favorable au projet d’acquisition par EDF, mais l’opinion publique ne le suit pas.

EDF est responsable de la sûreté d’usines qui sont aujourd’hui peu performantes, et dès 2009 elle va intégrer à ses comptes les actifs de British Energy et ses résultats propres : alors que jusqu’ici British Energy n’a pas su tenir ses promesses financières, EDF se propose de faire en sorte que ces résultats soient désormais conformes aux critères de rentabilité de l’acquisition.

EDF va être l’investisseur et le constructeur des futures installations de production EPR, agissant absolument seul pour le moment. Le partage des risques de ce projet avec des concurrents actuels et futurs d’EDF au Royaume-Uni serait de nature à réduire ces risques, ne serait-ce qu’en gelant des velléités de nuisance. Mais ces partenaires potentiels sont restés très discrets jusqu’ici.

En 2017 EDF vendra 80% de la production de la première centrale EPR sur le marché de gros de l’électricité. Les prix de gros seront fixés par la politique énergétique du Royaume-Uni et par celle de l’Europe. EDF Energy commercialisera également une partie de cette production sur le marché de détail. EDF sera donc en concurrence avec tous les opérateurs producteurs, les propriétaires des centrales à cycle combiné gaz et les commercialisateurs du Royaume-Uni. 

EDF est intervenu seul dans l’acquisition de British Energy ; quel avantage sur ses concurrents européens cela lui confère-t-il ? Pourquoi ceux-ci ne sont-ils pas également intervenus dans l’acquisition ?

EDF assume donc bien, seule aujourd’hui, tous les risques de la relance nucléaire au Royaume-Uni.