PDS 2005 Direction de la Stratégie Groupe Les Énergies renouvelables (EnR) dans le groupe...

PDS 2005

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

PDS 2005

Un contexte externe qui pousse au développement des EnR et interroge notre stratégie

Amplification de la Régulation et des incitations de la part des pouvoirs publics

Des ruptures économiques

Tension sur production classique

de nouveaux modèles de nouveaux marchésde nouveaux acteurs

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

Développement des EnR

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

Face à ce développement, EDF peut être un industriel actif, passif ou opportuniste …

PDS 2005

La stratégie du Groupe est à définir face à 3 enjeux qui interagissent

Rechercher l’engagement du Groupe dans les

projets dégageant une rentabilité satisfaisante

Faire émerger ou consolider la maturité

technique des différentes filières EnR

Valoriser au mieux les actions réalisées et tirer parti de la notoriété que

de telles réalisations sont susceptibles

d’apporter

Rechercher pour le Groupe, dans le cadre réglementaire actuel (1), la meilleure adéquation possible entre ces 3 enjeux

Enjeud’image

Enjeuéconomique

Enjeutechnologique

(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)

PDS 2005

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/testOpposition

EnR peu connue du grand public

Une source d’énergie aujourd’hui plébiscitée à 74 %Pas de distinction entre le sol thermique et PV

Une position de principe assez favorable qui toutefois se transforme parfois en opposition forte d’une minorité lors de la réalisation des projets concrets

Désillusion

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

1) Baromètre Environnement EDF-R&D, France, DRD, 2002

0

10

20

30

40

50

60

70

80

%

Solaire Eolien Biom. Géoth. Hydrau

Souhait exprimé de développementpar type d’Enr

Biomasse

Hydraulique

Solaire (th. et pv)

Eolien

Maturitématurité

PDS 2005

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.

1) Baromètre Image EDF dans le Public –DICAP, 10/2004 + 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

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

Pas de communication explicite d’EDF sur les EnR (source DICAP)

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 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)

EDF n’est pas perçu comme un acteur du développement des EnR, ce qui peut être traduit comme une opposition

Mais une attente légitime d’un positionnement du groupe EDF, « électricien » historique, qui ait valeur d’engagementEDF 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

Suez à hauteur de 100 à 200 MW, Endesa pour 200 MW, Iberdrola 132 MW

Nos concurrents se sont déjà engagés à développer l’éolien en France pour affirmer leur ancrage territorial

PDS 2005

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

Selon vous, produire plus d’électricité dans la région à partir de (…) est possible et … 1

68

44 4530

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Solaire Eolien Géothermie Bois Hydraulique Nucléaire

1) 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)

Souhaitable

Non Souhaitable

• Une technologie possible mais pas souhaitable

• Une volonté forte dans 8 régions en particulier (Alsace, Franche Compté, Midi-Pyrénées, Limousin, Auvergne, PACA, Rhône Alpes)

• Un mode de production assez connu, mais qui génère des disparités importantes entre régions à cause de son impact paysager

• En dépit d’une notoriété limitée, ce moyen de production fait presque l’unanimité

• Le développement commence à générer des opposants de plus en plus actifs3

• Une source connue et appréciée, même dans les régions ou l’ensoleillement n’est pas le plus manifeste

Selon vous, produire plus d’électricité dans la région à partir de (…) est possible et … 1

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Solaire Eolien Géothermie Bois Hydraulique Nucléaire


Souhaitable

Non Souhaitable

• Une technologie possible mais pas souhaitable

• Une volonté forte dans 8 régions en particulier (Alsace, Franche Compté, Midi-Pyrénées, Limousin, Auvergne, PACA, Rhône Alpes)

• Un mode de production assez connu, mais qui génère des disparités importantes entre régions à cause de son impact paysager

• En dépit d’une notoriété limitée, ce moyen de production fait presque l’unanimité

• Le développement commence à générer des opposants de plus en plus actifs3

• Une source connue et appréciée, même dans les régions ou l’ensoleillement n’est pas le plus manifeste

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.

PDS 2005

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

Une nécessité de positionnement du groupe vis à vis des collectivités locales et de leur projets de développement des EnR

Mais les collectivités locales attendent d’ EDF un engagement plus fort dans le développement des EnR

Quel jugement portez vous sur la façon dont EDF s’engage dans votre région pour… 1

65 64 59 58 54 46 41

-11 -11 -16 -15-26

74

-14-11-9


Jugement positif

Jugement négatif

…remplir sa mission de

service public

…adapter ses services aux attentes des clients

…respecter l’environ-nement

…participer au dévelop-

pement économique

…aider à la MDE

…protéger le réseau des

risques naturels

…faire les bons choix

énergétiques pour la région

…développer les EnR

Quel jugement portez vous sur la façon dont EDF s’engage dans votre région pour… 1

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Jugement positif

Jugement négatif

…remplir sa mission de

service public

…adapter ses services aux attentes des clients

…respecter l’environ-nement

…participer au dévelop-

pement économique

…aider à la MDE

…protéger le réseau des

risques naturels

…faire les bons choix

énergétiques pour la région

…développer les EnR

Enquête Basic mai 2004 : Quelles sont les sociétés qui sont et qui pourraient être partenaires

PDS 2005

Proposition de positionnement du Groupe 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

La position actuelle du Groupe est potentiellement favorable en terme d’image

Mais cet engagement est peu connu ou non reconnu par le grand public et les collectivitésprobablement brouillé par l’image nucléaire du Groupe

Rendre visible et lisible ce que le groupe EDF est, et fait déjà en terme d’EnRUn 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

Expliquer la réalité et les limites de chacune des filières pour conforter la légitimité de nos choix en France

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

Une pédagogie attendue du fait de notre position de référence en France sur l’ensemble de la chaîne : producteur, commercialisateur, transporteur et distributeur

Ce constat conduit à proposer pour le Groupe un positionnement d’image visible et lisible appuyé sur un discours responsable et plus ambitieux

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 »

PDS 2005

Enjeu économique : des contraintes multiples pour une stratégie adaptée

Une contrainte Capex

Effet CSPE (France)

Rentabilité de la filière

Un impact sur les outils de production et de transport

Certificat verts (Italie et GB)

Gestion du risque

• 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.

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

• La période actuelle est celle du développement des EnR (meilleurs sites et projets). C’est aussi la période à faible Capex pour le Groupe.

• 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.

• Avec l’augmentation des prix de gros, la compensation est de moins en moins optimale au regard des coûts évités

• Les filières technologiques sont en développement ou à peine mature, quelle couverture des risques à terme (risque industriel et financier)

• Comme tout marché émergent, la rentabilité sur la chaîne de valeur reste à positionner.

Face à une limitation des Capex, quels montants allouables aux ambitions du groupe ?

Quelle vision de l’impact économique de l’évolution de la régulation dans chaque pays?

Quel intérêt économique à développer les obligations d’achat, doit on être acteur pour

capter une partie du marché créé ?

Quelle ambition sur chacune des filières? Quelle maîtrise financière des risques?

Quelle rentabilité pour quel positionnement sur la chaîne de valeur ?

PDS 2005

•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)

Enjeu technologique : des filières technologiques plus ou moins matures qu’il faut prioriser

•L’éolien terrestre : Un marché en forte croissance (+ de 10%/an) avec un enjeu de 20 000 MW à installer d’ici 2010 sur le G5 représentant un investissement de 20 Md€

Production d’électricité à base d’EnR

•La Biomasse : un potentiel de développement technique en cogénération de 1000 MWe électrique en France d’ici 2010 et des taux de croissance de 10-20 % sur le G5. Une filière à enjeu local car limité par l’accessibilité et le caractère diffus des ressources locales

•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)

•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 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)

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

Production d’énergie à base d’EnR intégrée au bâti

•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

(1) Les PAC n’ont pas été examinées en détail et seront assimilées avec les offres ENR thermiques dans un deuxième temps

PDS 2005

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.

Mini hydraulique France : un enjeu de développement qui reste limité

Concessions de grande hydraulique en France

• Un potentiel techniquement réalisable de 2000 MW mais seulement 100 MW (+ 0,4 TWh) réellement exploitables économiquement et acceptables localement.

8 TWh en jeu d’ici 2015 à préserver pour EDF

Productibles cumulés des concessions à renouveler

0 5000

10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000

2004

2008

2012

2016

2020

2024

2028

2032

2036

2040

2044

2048

2052

2056

2060

année

GWh

• Risque de perte de concession : mise en concurrence systématique des concessions en renouvellement : Suez et Endesa se positionnent

• 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

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

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

• 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)

PDS 2005

L’éolien : Marché actuel de l’éolien sur le G5 et position du groupe EDF

Chiffres 2004

1 120 MW

280 MW

390 MW67 MW

890 MW

39 MW

520 MW

38 MW

16 630 MW

28 MW

EDF (ensemble des participations du groupe)

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, 50 000 MW sur le G5 soit 15% de la puissance électrique installée et 5% de la consommation

Puissance Eolienne installée UE15

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

MW

Le groupe n’occupe une place significative qu’en France, en Italie et au Portugal

335 MW

54 50 MW

6 800 MW

8 260 MW

PDS 2005

Ebit/CA

Coût réel **

Le développement de l’éolien terrestre est fortement capitalistique mais peut aussi être financièrement attractif

Ebit

France Royaume Uni Allemagne Italie Espagne Portugal

80 € MWh 98,5 € MWh* 81 € MWh 130 € MWh* 80 € MWh*** 91 € MWh

47 € MWh 70 €/MWh 42 €/MWh 94 €/MWh 45 €/MWh 56 €/MWh

Rémune-ration**

2 200 2 600 1 850 2 000 2 100 2 100

33 € MWh 28 € MWh 39 € Wh 36 € MWh 35 € MWh 35 € MWh

59% 71% 52% 72% 56% 61%

1833

Structure de coûts retenue (hors frais financiers et

rémunération des capitaux propres)

Structure moyennede coût de l’éolien

en €/MWh

Amortis.

Exploitation & Maintenance

Marge de l’éolien en €/MWhestimation moyenne

sur la base d’un contrat d’achat signé en 2004(hors rémunération du capital)

*) 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 Sur la base d’un fonctionnement de 2200 h/an base 15 ansAmortissement linéaire sur 25 ans Source: EDF R&D, CRE , EDFEV,Étude Syndicats Énergies Renouvelables

Nota : Coût Investissement 1000 k€/MW installé pour l’éolien terrestre et 2500 k€/MW pour l’offshore

Source CVA

Les marges attendues sont compatibles avec les objectifs de rentabilité du Groupe

15

FonctH/a **

Ces approches ont donné lieu à approfondissement par le Controlling Stratégique (cf : dossier spécifique transmis séparément)

PDS 2005

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,• 2000 - 2 500 k€/MW (suivant site), soit environ 150 - 300 M€ pour un parc « standard » Potentiel

total de 4 500 MW en France et 30 000 MW Grande Bretagne

Potentiel total de 4 500 MW en France et 30 000 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

PDS 2005

PDM du groupe EDF en 2004

PD

M a

cces

sib

le p

ou

r le

gro

up

e en

201

0

Oui

0%

Italie 2900 MW

France 6000 MW

G5 : Les marchés accessibles en 2010 et les parts de marché actuelles du Groupe donnent une première priorisation des potentiels de développement

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

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

Marché encore disponible

Espagne 13500 MW, des pdm accessibles importantes mais un marché oligopolistique et à marges limités d’où EDF est absent

5% 10% 15% 20%

0%

10

%2

0%

30

%4

0%

50

%

25%

60

%

EDF acteur majeur, pdm accessibles importantes en 2010 (30%), marges importantes

EDF acteur majeur actuel, pdm accessibles importantes en 2010 (75%), marges normales

Allemagne 23700 MW, un marché saturé et très peu structuré, à faibles marges, où EDF est absent

Portugal 3000 MWEDF présent, pdm accessibles importantes en 2010 (35%), marges normales

20032004

PDS 2005

Cette priorisation est à croiser avec les besoins des entités du groupe au titre de leurs obligations réglementaires nationales

Certificats vertsSeuls Edison et EDF ENERGY filiales sont soumis à des obligations de productions d’EnR au travers des certificats verts

Obligation Prod 2004 -2010

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 Néant - -

Permis d’Emissions NégociablesLe coût du C02 évité en France par la production éolienne de l’ordre de 100 à 150 €/tCO 2 est très loin des coûts de marché du CO2 actuels et estimés en 2010 (10 à un maximum de 20 €/tCO2)

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

Au titre de la réglementation, les besoins minimum d’ici 2010 sont de 1 300 MW pour les filiales anglaise et italienne

(1) La question des mécanismes de développement propre (MDP) ne fait pas l’objet d’une réponse dans ce cadre

(2) 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

(3) Projection des prévisions d’EDISON (200MW) de la période 2004-2007 sur 2007-2010 (hypothèse d’un nouveau décret prolongeant les obligation + à,35%/an)

(4) Source DOAAT : L’éolien permet d’éviter 230-240 gCO2/kWhéolien en France, soit environ 3 MtCO2 évités par an dans l’hypothèse de 6000 MW installés

Toutefois, l ’éolien contribuera à la diminution des émissions de CO2 du groupe en France à hauteur de 10 à 15 % (4)

PDS 2005

En France, le Groupe doit concilier différents rôles : producteur prédominant, acheteur obligé et vecteur de l’action politique de l’Etat actionnaire

Le modèle économique :

coût obligation d’achat

+ coût variabilité de la production

- compensation au titre de la CSPE

- coûts évités de production

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 2005-2010.

Une nécessité pour EDF d’arbitrer entre les intérêts économiques d’EDF acheteur et d’EDF développeur

PDS 2005

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

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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

CogénerationAutres EnREolien offshoreEolien terrestreHydrauliqueReportsSocialZNI

Hypothèses 2004 - 2015

• 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)

M €

+3%+2%

+2%

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

ZNI

Eolien terrestre

Eolien offshore

Cogénération

hydraulique

Hypothèse maximale développement 6000 MW éolien dont 500 MW offshore en 2010

PDS 2005

Coût de l’intermittence : un sujet sensible propre à chaque pays et à l’organisation de son marché avec une communication souvent orientée mais ….

L’intermittence de l’éolien: une variabilité de la production liée à la maîtrise de la prévisibilité qui nécessite des capacités de réserve supplémentaires

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

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Jour

MW Real [MW]

Forecast [MW]

0

2000

4000

6000

8000

10000

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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

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 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 %

•Une réalité :

PDS 2005

Quelque soit le prix de rachat de l’énergie produite, les mécanismes de rachat occasionnent en 2010 un surcoût non neutre pour EDF

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)

200

0 6000

P éolien installée en France en MW

surc

oû

t p

ou

r E

DF

en

M€/

an

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh

Obligation d’achat

Intermittence0 – 2 €/MWh

CSPE

Coût évitéde production en 2010

(source DOAAT)

Hypothèses : prix ruban 35 €/MWhFonctionnement 2200 h

illustratif

Cet écart entre coût évité de production et prix du MWh éolien acheté, net de CSPE, représente un surcoût pour le Groupe

illustratif

PDS 2005

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

En fonction des Capex alloués, un surcoût qui peut être en partie compensé

L’internalisation de la marge exploitant procure un gain peu significatif : 10 M€/an en 2010 pour une Pdm de 30%

15

18

8

80

Impôts

Amortis.


(*) Hypothèse investissement type 25 % de fonds propreset 75 % d’emprunts sur 12ans à 5%

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

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.

Illustratif

1

50

100

180

220

300

350

200

PdM EDF en %

0

1

2

3

4

5

6

7

Cap

ex e

n M

d€

080 100%

Illustratif

PdM EDF

Su

rco

ût

en M

€/an

en

201

0

0

Cap

ex e

n M

d€

80% Pmax inst GW

Illustratif

50%33

2. Intégrer d’autres marges de la chaîne de valeur amont : maître d’œuvre de l’exploitation

Frais financiers

Rn/Ca28/33% 22-26

PDS 2005

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).

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

15

18

8Impôts

Amortis.


33

Frais financiers

22-26

PDS 2005

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

Proposition de positionnement du groupe sur l’éolien

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 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

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 2007-2010 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

En France, cet engagement se traduit par l’objectif d’atteindre 30% de pdm en 2010

PDS 2005

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

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.

• 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

Sur le G5, hors France, la Biomasse offre un potentiel de développement intéressant

PDS 2005

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 FranceRoyaume-

UniItalie 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 0,6 0,4 0,5 0,1

Méthanisation des déjections animales 2,3 2,0 1,1 1,2 1,1 0,2

Cultures énergétiques 3,5 5,5 1,8 2,4 4,0 0,6

Combustion du bois11

12 < 1 4 1 1Forêts

Combustion des résidus de forêts 2 < 1 < 1 2 1

Combustion des sciures de bois et autres résidus secs 2 2 < 1 2 3 1

IndustrieValorisation des effluents de l’industrie (en particulier sucrière / agro-alimentaire) 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 < 0,1

Combustion des résidus de l’industrie du papier 0,4 1,1 < 0,1 < 0,1 0,5 0,5

Incinération des déchets municipaux solides 1,6 1,8 0,3 -0,5 0,4 0,2 -0,5 < 0,1

Déchets

Incinération / combustion du bois de démolition 1,9 ? 2,7 ? ? ? 0,2 ? ?

Méthanisation des déchets en décharges 1,2 0,3 0,8 0,4 0,5 0,2

Fermentation ou incinération des boues stations épurations 0,6 – 1,1 0,2 0,3 0,2 – 0,4 0,2 < 0,1

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%

Faible ?

15 %

15 %

5 %

80%

25%

15 %

80%

20 %

15 %

… sur un marché complexe, peu structuré et hétérogène sur le G5 et une ressource restant à maîtriser avec des coûts d’accès variables

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

Gisements techniques

PDS 2005

La biomasse participe pour 1,4% à la production d’électricité en Europe et pour 0,5% en France

La biomasse : un enjeu modeste pour la production d’électricité à l’échelle du groupe en l’absence d’enjeu d’image

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

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….

Malgré des potentiels techniques parfois significatifs, le caractère très morcelé des ressources constitue un frein important pour leur développement à grande échelle

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

PDS 2005

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

(1) 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

PDS 2005

Le Solaire Thermique : un marché en forte croissance qui peut devenir un relais de croissance

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

0

2

4

6

8

10

12

Allemagne

France Italie Espagne Portugal Royaume-Uni

Mill

ions

M2 Evolution du marché en Mm2 politiques actuelles :

hypothèses de croissance sont fondées sur la continuité historique sans intégrer de changement majeur.

Source ESTIF (capteurs vitrés)

Allemagne

France

Italie

Espagne

Portugal

Royaume - Uni

Allemagne

France

Italie

Espagne

Portugal

Royaume - Uni

360 910

57 32 38 129

30 15 15 61

115 6331 215

16 1,2 5,8 24

3217 7 8

Production équipement

Distribution & marketing Installation

Maintenance & dépannage

1,2

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)

Une croissance annuelle de 25 % qui ne permettra toutefois d’atteindre que 2% des gisements techniques en 2010 en France

1998 20032000 1998 20032000 1998 20032000 1998 20032000

PDS 2005

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

• Promotion

/

Obligation d’installation dans les nouvelles

constructions Barcelone autres villes (35) +

projet de loi

/

/

Réduction TVA Réduction IR Autres Subventions Autres

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 solaireL’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….

PDS 2005

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 2004-2007) 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

PhotovoltaïquePas 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

PDS 2005

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

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.

La directive est une directive sans contrainte ni pénalité …

… adoptée sous présidence française, une évolution du cadre réglementaire français n’est pas exclue

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

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)

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

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.

PDS 2005

Priorité 2 : l’éolienEn GB et Italie, développer les besoins nécessaires au respect de la réglementation : 1300 MW soit 1,3Md€ de Capex nécessaires d’ici 2010En 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, PACUn 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.

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 4 : la BiomasseEn 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

Priorité 1 : l’hydrauliquePérenniser 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.

PDS 2005

Principes d’organisation à poursuivre en réflexion

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

Eolien et 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

PDS 2005 Direction de la Stratégie Groupe Les Énergies renouvelables (EnR) dans le groupe...

Documents

Transcript of PDS 2005 Direction de la Stratégie Groupe Les Énergies renouvelables (EnR) dans le groupe...