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SECHILIENNE-SIDEC Société Industrielle pour le Développement de l'Energie et de la Cogénération

Société anonyme au capital de 1 095 195,83 € Siège social : 22 place des Vosges – Immeuble Le MONGE – La Défense 5 – 92400 COURBEVOIE 775 667 538 RCS Nanterre

DOCUMENT DE REFERENCE 2010

En application de son règlement général, notamment de l'article 212-13, l'Autorité des marchés financiers a enregistré le présent document de référence le 29 avril 2011 sous le numéro R.11-024. Ce document ne peut être utilisé à l'appui d'une opération financière que s'il est complété par une note d'opération visée par l'Autorité des marchés financiers. Il a été établi par l'émetteur et engage la responsabilité de ses signataires. L'enregistrement, conformément aux dispositions de l'article L.621- 8-1-I du code monétaire et financier, a été effectué après que l'Autorité des marchés financiers a vérifié « si le document est complet et compréhensible, et si les informations qu'il contient sont cohérentes ». Il n'implique pas l'authentification par l'Autorité des marchés financiers des éléments comptables et financiers présentés.

Des exemplaires du présent document de référence sont disponibles sans frais auprès de la société Séchilienne-Sidec, 22 place des Vosges – Immeuble Le MONGE – La Défense 5 – 92400 COURBEVOIE, ainsi que sur les sites Internet de la société (www.sechilienne-sidec.com) et de l'Autorité des marchés financiers (www.amf-france.org).

SOMMAIRE

Les informations du présent document de référence sont données dans le cadre du schéma de l'Annexe I du Règlement (CE) n°809/2004 du 29 avril 2004.

CHAPITRE 1 :		PERSONNE RESPONSABLE DU DOCUMENT DE REFERENCE 11
1.1		PERSONNE RESPONSABLE DES INFORMATIONS CONTENUES DANS LE DOCUMENT
1.2		DE REFERENCE11 ATTESTATION DU RESPONSABLE DU DOCUMENT DE REFERENCE11
1.3		RESPONSABLE DE L'INFORMATION FINANCIERE12
1.4		CALENDRIER DE L'INFORMATION FINANCIERE 12
CHAPITRE 2 :		CONTROLEURS LEGAUX DES COMPTES13
2.1		COMMISSAIRES AUX COMPTES TITULAIRES 13
2.2		COMMISSAIRES AUX COMPTES SUPPLEANTS13
2.3		HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES14
CHAPITRE 3 :		INFORMATIONS FINANCIERES SELECTIONNEES15
3.1 3.2		INFORMATIONS FINANCIERES SELECTIONNEES ANNUELLES15 INFORMATIONS FINANCIÈRES SÉLECTIONNEES TRIMESTRIELLES 17
CHAPITRE 4 :		LES FACTEURS DE RISQUE18
4.1		RISQUES LIES AUX ACTIVITES DE LA SOCIETE18
	4.1.1	Risques opérationnels18
	4.1.2	Risques liés aux conditions climatiques et aux catastrophes
		naturelles 18
	4.1.3 4.1.4	Risques liés aux contextes sociaux19 Risques industriels, réglementaires ou environnementaux20
	4.1.5	Risques liés à la facturation du charbon sur les centrales thermiques22
	4.1.6	Risques liés au caractère discrétionnaire et non intangible des
		mesures d'incitation fiscale aux investissements et activités dans les
		DOM, et aux variations potentielles d'autres dispositions fiscales23
	4.1.7	Risques liés au développement de la Société23
4.2		RISQUES JURIDIQUES 24
	4.2.1	Risques de litige 24
	4.2.2	Risques liés à la détention de participations minoritaires dans les sociétés localisées à l'Ile Maurice 25
4.3		RISQUES DE DEPENDANCE A L'EGARD DE TIERS25
	4.3.1	En phase de construction 25
	4.3.2	En phase d'exploitation 25
4.4		RISQUES DE MARCHE 26
	4.4.1	Risques de liquidité26
	4.4.2	Risques de taux29
	4.4.3	Risques de change 30
	4.4.4	Risques sur actions31
	4.4.5 4.4.6	Risques de contrepartie 31 Risques liés à l'importance des engagements hors bilan31
4.5		ASSURANCES 33
	4.5.1	Politique d'assurance33
	4.5.2	Résumé des polices couvrant les sociétés du Groupe en 201034
	4.5.3	Description des sinistres 36
4.6	RISQUES	LIES A LA SITUATION DE FINANCIERE HELIOS37

CHAPITRE 5 :		INFORMATIONS CONCERNANT LA SOCIETE 38
5.1		HISTOIRE ET EVOLUTION DE LA SOCIETE 38
	5.1.1	Fiche d'identité de la société 38
	5.1.2	Historique : Les événements importants dans le développement des
		activités de la Société38
5.2		INVESTISSEMENTS 41
	5.2.1 5.2.2	Principaux investissements réalisés ou en cours de construction 41 Principaux investissements envisagés 42

CHAPITRE 6 :		APERÇU DES ACTIVITES43
6.1		PRINCIPALES ACTIVITES44
	6.1.1	Activités dans le domaine thermique 44
	6.1.2	Activités dans le domaine éolien 46
	6.1.3	Activités dans le domaine solaire 47
	6.1.4	Produits des activités ordinaires par activité49
6.2		ENVIRONNEMENT REGLEMENTAIRE DES ACTIVITES 50
6.3		PRINCIPAUX MARCHES ET POSITION CONCURRENTIELLE 50
	6.3.1 6.3.2	Le segment de l'énergie thermique50 Le segment de l'énergie solaire photovoltaïque56
	6.3.3	Le segment de l'énergie éolienne60
6.4		PERSPECTIVES D'AVENIR 62
	6.4.1	L'accroissement de l'outil industriel en 2011 62
	6.4.2	L'après 2011 62
6.5		FACTEURS DE DEPENDANCE63
CHAPITRE 7 :		ORGANIGRAMME 64
7.1		DESCRIPTION DU GROUPE AUQUEL LA SOCIETE APPARTIENT 64
7.2		FILIALES IMPORTANTES DE LA SOCIETE 65
	7.2.1	Organigramme65
	7.2.2	Acquisitions et cessions récentes68
7.3		PARTENAIRES DU GROUPE DANS LES FILIALES NON CONTROLEES OU FAISANT
		L'OBJET D'UN CONTROLE CONJOINT 68
	7.3.1	Filiales mauriciennes 68
	7.3.2	Filiales françaises68
CHAPITRE 8 :		PROPRIETES IMMOBILIERES, USINES ET EQUIPEMENTS 70
8.1		IMMOBILISATION CORPORELLES70
	8.1.1	Installations thermiques en exploitation au 31 décembre 201070
	8.1.2	Installations photovoltaïques 71
	8.1.3	Installations Eoliennes72
8.2		LA POLITIQUE ENVIRONNEMENTALE72
	8.2.1	Consommation de ressources 72
	8.2.2	Gestion des impacts environnementaux dans le cadre des nouveaux
		projets 76
	8.2.3	Actualisation des arrêtés d'autorisation d'exploiter des installations
		classées pour la protection de l'environnement, en application des
		prescriptions de la Directive européenne IPPC77
	8.2.4	Certifications HQSE (Hygiène, Qualité, Sécurité et Environnement) et
		Audits environnementaux 77
CHAPITRE 9 :		EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIERE ET DU RESULTAT82
9.1		PRESENTATION GENERALE 82
	9.1.1	Présentation de l'activité 82
	9.1.2	Evolution de la capacité de production83

9.2		ÉVENEMENTS IMPORTANTS SURVENUS PENDANT L'EXERCICE84
	9.2.1	Activité Thermique 84
	9.2.2	Activité Photovoltaïque88
	9.2.3	Activité Eolien 90
	9.2.4	Prises de participation et de contrôle91
	9.2.5	Financement des activités du Groupe et Holding 91
9.3		PRESENTATION DES RESULTATS CONSOLIDES92
	9.3.1 9.3.2	Le produit des activités ordinaires : 304,8 M€ (+60,3 M€)92 L'EBITDA : 107,8 M€ (+7,0 M€)94
	9.3.3	Amortissements et provisions : -29,3 M€ (-6,2 M€)96
	9.3.4	Le résultat opérationnel consolidé : 78,5 M€ (+0,9 M€)96
	9.3.5	Le résultat financier : -17,7 M€ identique à celui de 2009 96
	9.3.6	La quote-part du résultat net des entreprises associées : +2,8 M€ (+0,3 M€) 96
	9.3.7	La charge d'impôt : -15,0 M€ (-1,4 M€) 96
	9.3.8	La part des intérêts ne conférant pas le contrôle dans le résultat : -8,1 M€ (en augmentation de 0,2 M€)97
	9.3.9	Le résultat net consolidé part du Groupe : 40,5 M€ (-0,3 M€) 97
9.4		CHANGEMENTS SIGNIFICATIFS DE LA SITUATION FINANCIERE OU COMMERCIALE 97
9.5		EVENEMENTS IMPORTANTS SURVENUS DEPUIS LE 1ER JANVIER 2011 ET
		PERSPECTIVES 97
	9.5.1	Evènements postérieurs à la clôture97
	9.5.2	Perspectives98
9.6	9.6.1	DONNEES RELATIVES AUX COMPTES SOCIAUX 2010 99 Précisions sur le compte de résultat 99
	9.6.2	Evolution des participations99

CHAPITRE 10 :		TRESORERIE ET CAPITAUX100
10.1		INFORMATIONS SUR LES CAPITAUX DE LA SOCIETE 100
10.2		SOURCE ET MONTANT DES FLUX DE TRESORERIE DE LA SOCIETE 100
	10.2.1	Les flux de trésorerie 100
	10.2.2	Les flux de trésorerie générés par les activités opérationnelles 100
	10.2.3	Les flux de trésorerie générés par les activités d'investissement101
	10.2.4 10.2.5	Les flux de trésorerie générés par les activités de financement101 Trésorerie nette 101
10.3		CONDITIONS D'EMPRUNT ET STRUCTURE DE FINANCEMENT DE LA SOCIETE101
10.4		RESTRICTION A L'UTILISATION DES CAPITAUX101
10.5		SOURCES DE FINANCEMENT ATTENDUES102
10.6		DIVIDENDE PROPOSE A L'ASSEMBLEE GENERALE 102
10.7		FLUX INTRA-GROUPE102
CHAPITRE 11 :		RECHERCHE ET DEVELOPPEMENT, BREVETS ET LICENCES103
CHAPITRE 12 :		INFORMATIONS SUR LES TENDANCES 104
12.1		PRINCIPALES TENDANCES AYANT AFFECTE L'ACTIVITE DE LA SOCIETE DEPUIS LA FIN DU DERNIER EXERCICE 104
12.2		TENDANCES ET EVENEMENTS DIVERS SUSCEPTIBLES D'AFFECTER L'ACTIVITE DE
		LA SOCIETE104
CHAPITRE 13 :		PREVISIONS OU ESTIMATIONS DU BENEFICE 105
CHAPITRE 14 :		ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE DIRECTION106
14.1		CONSEIL D'ADMINISTRATION ET DIRECTEUR GENERAL 106
	14.1.1	Conseil d'Administration106
	14.1.2	Directeur Général112
	14.1.3	Déclaration concernant les organes d'administration112

	CONFLITS D'INTERETS AU NIVEAU DES ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE
	DIRECTION DE LA SOCIETE 113
14.3	PRINCIPAUX CADRES DIRIGEANTS113 14.3.1 Membres du Comité de Direction en 2010113
	14.3.2 Biographies des membres du comité de Direction 114
CHAPITRE 15 :	REMUNERATIONS ET AVANTAGES116
15.1	MONTANT DES REMUNERATIONS DES DIRIGEANTS MANDATAIRES SOCIAUX DE LA
	SOCIETE116
	15.1.1 Rémunération de la Direction Générale 116
	15.1.2 Rémunération des membres du Conseil d'Administration120
	15.1.3 Options de souscription ou d'achat d'actions, attributions
	conditionnelles d'actions de performance gratuites123
	15.1.4 Indemnités et engagements liés à la cessation des fonctions des mandataires sociaux125
15.2	ENGAGEMENTS DE RETRAITE CONCLUS AU BENEFICE DES MANDATAIRES
	SOCIAUX 128
	15.2.1 Régime complémentaire de retraite spécifique bénéficiant à M.
	Dominique FOND (Président Directeur Général jusqu'au 28 août
	2008) 128
	15.2.2 Régime complémentaire de retraite spécifique bénéficiant à M. Nordine HACHEMI (Président Directeur Général à partir du 28 août
	2008) 128
CHAPITRE 16 :	FONCTIONNEMENT DES ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE
	DIRECTION129
16.1	DUREE DES MANDATS129
16.2	INFORMATIONS SUR LES CONTRATS DE SERVICE 129
16.3	INFORMATIONS SUR LES ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE DIRECTION, ET LES
	COMITES 129
	16.3.1 Le Conseil d'Administration 129
	16.3.2 Le président du Conseil d'Administration130 16.3.3 Le Directeur Général, cumulant cette fonction avec celle de Président
	du Conseil d'Administration depuis le 17 mai 2006 130
	16.3.4 Les comités 131
16.4
	DECLARATION DE CONFORMITE AU REGIME DE GOUVERNEMENT D'ENTREPRISE133
CHAPITRE 17 :	SALARIES 134

17.1	LES EFFECTIFS DU GROUPE 134
	17.1.1 Mouvements et répartition d'effectifs en 2010134 17.1.2 Eléments d'information concernant la main d'œuvre extérieure, les
	heures supplémentaires et l'absentéisme135
	17.1.3 Masse salariale comptable (en millions d'euros) 135
	17.1.4 Politique de l'emploi135
	17.1.5 Politique de rémunération135
	17.1.6 Politique de formation136 17.1.7 Politique sociale136
17.2	PARTICIPATIONS AU CAPITAL ET OPTIONS DE SOUSCRIPTION DES DIRIGEANTS 137
	17.2.1 Participations au capital social des administrateurs et directeurs
	généraux137
	17.2.2 Options de souscription d'actions de la Société138
17.3	17.2.3 Attributions gratuites d'actions 140 POLITIQUE EN MATIERE DE PARTICIPATION, D'INTERESSEMENT ET D'EPARGNE
	SALARIALE144 17.3.1 Séchilienne-Sidec144

	17.3.2 UES Thermique Réunionnais145
	17.3.3 Filiales photovoltaïques SCE PLEXUS et POWER ALLIANCE145
	17.3.4 UES Thermique CTM-CTP145
	17.3.5 Quantum Energie Antilles 146 17.3.6 Compagnie de Cogénération du Galion
17.4	146 POLITIQUE EN MATIERE DE REGIME DE RETRAITE SUPPLEMENTAIRE 146
	17.4.1 Séchilienne-Sidec146
	17.4.2 Centrales thermiques implantées dans les DOM et soumises au statut des Industries Electriques et Gazières 146
CHAPITRE 18 :	NATURE DES ACTIONS ET PRINCIPAUX ACTIONNAIRES147
18.1	CAPITAL SOCIAL ET DROITS DE VOTE147
	18.1.1 Répartition du capital social et des droits de vote147
	18.1.2 Historique des principales évolutions de l'actionnariat de Séchilienne
	Sidec 148
	18.1.3 Franchissements de seuils 150
18.2	DROITS DE VOTE 151
18.3	CONTROLE DE LA SOCIETE152
18.4 18.5	ACCORDS SUSCEPTIBLES D'ENTRAINER UN CHANGEMENT DE CONTROLE 152 PACTES D'ACTIONNAIRES 152

CHAPITRE 19 :	OPERATIONS AVEC DES APPARENTES 153
19.1	PARTIES LIEES 153
19.2	RAPPORT SPECIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS
	ET ENGAGEMENTS REGLEMENTES153
	19.2.1 Rapport spécial des Commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés (exercice clos le 31 décembre 2010) 153
	19.2.2 Rapport spécial des Commissaires aux Comptes sur les conventions
	et engagements réglementés (exercices clos le 31 décembre 2009 et
	le 31 décembre 2008)161
19.3	CONVENTIONS ET ENGAGEMENTS REGLEMENTES CONCLUS DEPUIS LA CLOTURE
	DE L'EXERCICE CLOS LE 31 DECEMBRE 2010161
CHAPITRE 20 :	INFORMATIONS FINANCIERES CONCERNANT LE PATRIMOINE,
	LA SITUATION FINANCIERE ET LES RESULTATS DE LA SOCIETE162
20.1	COMPTES CONSOLIDES AU 31 DECEMBRE 2010163
	20.1.1 Compte de résultat consolidé au 31 décembre 2010163
	20.1.2 Etat du résultat global164
	20.1.3 Bilan consolidé au 31 décembre 2010164
	20.1.4 Tableau de variation des capitaux propres 166
	20.1.5 Tableau des flux de trésorerie consolidés167
	20.1.6 Notes aux Etats Financiers168
	20.1.7 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolides au 31 décembre 2010215
20.2	COMPTES SOCIAUX AU 31 DECEMBRE 2010217
	20.2.1 Compte de résultat social au 31 décembre 2010217
	20.2.2 Bilan social au 31 décembre 2010 218
	20.2.3 Annexes au bilan et au compte de résultat au 31 décembre 2010 219
	20.2.4 Filiales et participations au 31 décembre 2010 230
	20.2.5 Rapport général des Commissaires aux Comptes sur les comptes
	sociaux 2010234
20.3 20.4	INFORMATIONS FINANCIERES PRO FORMA 236 INFORMATIONS FINANCIERES INTERMEDIAIRES 237
20.5	DIVIDENDES DISTRIBUES AU TITRE DE L'AFFECTATION DE RESULTAT DES
	DERNIERS EXERCICES239

20.6 20.7	PROCEDURES JUDICIAIRES ET D'ARBITRAGE 240 CHANGEMENT SIGNIFICATIF DE LA SITUATION FINANCIERE OU COMMERCIALE240
CHAPITRE 21 :	INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES241
21.1	CAPITAL SOCIAL 241
	21.1.1 Capital social souscrit et capital social autorisé mais non émis 241
	21.1.2 Délégations et autorisations en cours241
	Négociations sur l'Eurolist d'Euronext-Paris244 21.1.3 244
	21.1.4 Actions non représentatives du capital 244
	21.1.5 Autocontrôle, auto détention244
	21.1.6 Valeurs mobilières donnant accès au capital 245
	21.1.7 Conditions régissant tout droit d'acquisition ou toute obligation attaché(e) au capital souscrit, mais non libéré(e) 245
	21.1.8 Capital des sociétés du Groupe faisant l'objet d'une option ou d'un accord conditionnel ou inconditionnel prévoyant de le placer sous
	option246 21.1.9 Evolution du capital social des trois dernières années 246
21.2	ACTE CONSTITUTIF ET STATUTS 247
	21.2.1 Objet social de la Société (article 3 des statuts) 247
	21.2.2 Dispositions statutaires concernant les organes d'administration et de
	direction de la Société (articles 19 à 29 des statuts)247
	21.2.3 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions (articles 9 à 12,14 à 18 et 40 des statuts)251
	21.2.4 Actions nécessaires pour modifier les droits des actionnaires (article 39 des statuts) 253
	21.2.5 Assemblées Générales (article 31 à 42 des statuts)254
	21.2.6 Clauses susceptibles d'avoir une incidence sur le contrôle 258
	21.2.7 Franchissements de seuils (article 13 des statuts)258
	21.2.8 Modifications du capital social (article 8 des statuts)258
CHAPITRE 22 :	CONTRATS IMPORTANTS259
22.1	ÉNERGIE THERMIQUE259
22.2	ENERGIE SOLAIRE260
	22.2.1 Contrats sur l'électricité produite260
	22.2.2 Contrat First Solar264
22.3	ÉNERGIE EOLIENNE265
CHAPITRE	23 : INFORMATIONS PROVENANT DE TIERS, DECLARATIONS D'EXPERTS ET DECLARATIONS D'INTERETS 266
CHAPITRE 24 :	DOCUMENTS ACCESSIBLES AU PUBLIC 267
CHAPITRE 25 :	INFORMATIONS SUR LES PARTICIPATIONS 268

	ANNEXES……………………………………………………………………………………………………269
Annexe 1 :	Rapport du Président du Conseil d'Administration sur les conditions de préparation et d'organisation des travaux du Conseil d'Administration et sur le contrôle interne au sein de la Société et du Groupe
Annexe 2 :	Rapport des commissaires aux comptes sur le rapport du Président du Conseil d'Administration
Annexe 3 :	Rapport du Conseil d'Administration sur les résolutions soumises à l'Assemblée Générale ordinaire et extraordinaire convoquée le 25 mai 2011
Annexe 4 :	Ordre du jour et projet de texte des résolutions soumises à l'Assemblée Générale ordinaire et extraordinaire convoquée le 25 mai 2011
Annexe 5 :	Tableau des délégations et autorisations en cours de validité
Annexe 6 :	Rapport du Conseil d'Administration sur les opérations réalisées en vertu des dispositions des articles L.225-177 et suivants du code du commerce, relatifs aux options de souscription et d'achat d'action
Annexe 7 :	Rapport du Conseil d'Administration sur les attributions gratuites d'action aux salariés et aux dirigeants réalisées en vertu des articles L.225-197-1 et suivants du code du commerce
Annexe 8 :	Délégations et autorisations soumises à l'Assemblée générale du 25 mai 2011
Annexe 9 :	Document d'information annuel
Annexe 10 :	Table de concordance

GLOSSAIRE…………………………………………………………………………………………………326

La table de concordance en Annexe 10 permet d'identifier, dans le présent document de référence, les informations qui constituent le rapport financier annuel devant être publié conformément aux articles L.451-1-2 du Code monétaire et financier et 222-3 du Règlement général de l'Autorité des marchés financiers.

REMARQUES GENERALES :

Dans le présent Document de référence :

Le terme « Société » désigne la société Séchilienne-Sidec mentionnée au paragraphe 5.1 du présent document de référence, et
Le terme « Groupe » désigne le groupe constitué par la Société et l'ensemble des filiales et participations qui sont détenus directement ou indirectement par la Société.

CHAPITRE 1 : PERSONNE RESPONSABLE DU DOCUMENT DE REFERENCE

1.1 PERSONNE RESPONSABLE DES INFORMATIONS CONTENUES DANS LE DOCUMENT DE RÉFÉRENCE

M. Nordine HACHEMI, Président-Directeur Général.

1.2 ATTESTATION DU RESPONSABLE DU DOCUMENT DE RÉFÉRENCE

« J'atteste, après avoir pris toute mesure raisonnable à cet effet, que les informations contenues dans le présent document de référence sont, à ma connaissance, conformes à la réalité et ne comportent pas d'omission de nature à en altérer la portée.

J'atteste, à ma connaissance, que les comptes sont établis conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat de la société et de l'ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et le rapport de gestion indiqué en Annexe 10 en page 325 présente un tableau fidèle de l'évolution des affaires, des résultats et de la situation financière de la société et de l'ensemble des entreprises comprises dans la consolidation ainsi qu'une description des principaux risques et incertitudes auxquels elles sont confrontées.

J'ai obtenu des contrôleurs légaux des comptes une lettre de fin de travaux, dans laquelle ils indiquent avoir procédé à la vérification des informations portant sur la situation financière et les comptes données dans le présent document de référence ainsi qu'à la lecture d'ensemble du document de référence.

Le rapport des contrôleurs légaux sur les comptes consolidés au titre de l'exercice 2008, figurant en pages 173-174 du document de référence l'exercice 2008 enregistré auprès de l'Autorité des marchés financiers le 15 juin 2009 sous le numéro R.09-0057, contient l'observation suivante : « Sans remettre en cause l'opinion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur la note 2.22 de l'annexe qui expose un changement de présentation portant sur le tableau de flux de trésorerie ».

Le rapport des contrôleurs légaux sur les comptes consolidés au titre de l'exercice 2009, figurant au Chapitre 20 en pages 190-191 du document de référence de l'exercice 2009 enregistré auprès de l'Autorité des marchés financiers le 30 avril 2010 sous le numéro R.10-0031 contient l'observation suivante : « Sans remettre en cause l'opinion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur la note 2.1 de l'annexe des comptes consolidés qui présente les nouvelles normes IFRS, interprétations et amendements appliqués par le Groupe, en particulier l'amendement à IAS 1 relatif à la présentation des états financiers et l'interprétation IFRIC 16 relative à la couverture d'investissement net dans une activité à l'étranger. » »

Le rapport des contrôleurs légaux sur les comptes consolidés au titre de l'exercice 2010, figurant au chapitre 20 du présent document de référence, ne contient pas d'observation.

M. Nordine HACHEMI Président-Directeur Général Courbevoie, le 29 avril 2011

1.3 RESPONSABLE DE L'INFORMATION FINANCIÈRE

M. Nordine HACHEMI, Président-Directeur Général.

1.4 CALENDRIER DE L'INFORMATION FINANCIÈRE

A titre indicatif, le calendrier de la communication financière de la Société devrait être le suivant :

Chiffre d'affaires du premier trimestre 2011	28 avril 2011
Chiffre d'affaires et résultats du premier semestre 2011	28 juillet 2011

CHAPITRE 2 : CONTROLEURS LEGAUX DES COMPTES

2.1 COMMISSAIRES AUX COMPTES TITULAIRES

PRICEWATERHOUSECOOPERS AUDIT

représenté par Jean-Christophe GEORGHIOU

63, rue de Villiers, - 92208 Neuilly-sur-Seine Cedex

Commissaire aux comptes dont le mandat a été conféré, à la suite d'un processus d'appel d'offres, en remplacement de Ernst & Young Audit à l'expiration de son mandat, par l'Assemblée Générale du 18 mai 2010, pour une durée de six exercices expirant à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer en 2016 sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2015. PricewaterhouseCoopers Audit est membre de la Compagnie Régionale des Commissaires aux comptes de Versailles.

MAZARS

représenté par Manuela BAUDOIN-REVERT

Tour Exaltis - 61, rue Henri Regnault - 92400 Courbevoie

Commissaire aux comptes dont le mandat a été renouvelé à la suite d'un processus d'appel d'offres par l'Assemblée Générale du 18 mai 2010, pour une durée de six exercices expirant à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer en 2016 sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2015. MAZARS est membre de la Compagnie Régionale des Commissaires aux comptes de Versailles.

2.2 COMMISSAIRES AUX COMPTES SUPPLÉANTS

Yves NICOLAS

domicilié chez PricewaterhouseCoopers Audit

Commissaire dont le mandat a été conféré par l'Assemblée Générale du 18 mai 2010, pour une durée de six exercices expirant à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer en 2016 sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2015.

Daniel ESCUDEIRO

domicilié chez MAZARS

2.3 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES

Les honoraires des commissaires aux comptes versés par la Société au titre des travaux effectués au cours des exercices 2010 et 2009 sont mentionnés dans le tableau ci-dessous :

	PWC		MAZARS & GUERARD				ERNST & YOUNG AUDIT
(en euros)	Montant (HT)	%	Montant (HT)		%		Montant (HT)	%
	2010	2010	2010	2009	2010	2009	2009	2009
Audit
Commissariat aux comptes, certification, examen des comptes individuels et consolidés
- Emetteur	164 500	69,3%	104 500	171 000	65,3%	65,3%	210 000	68,9%
- Filiales intégrées globalement	73 000	30,7%	55 500	59 000	34,7%	22,5%	60 000	19,7%
Autres diligences et prestations directement liées à la mission du commissaire aux comptes
- Emetteur				32 000		12,2%	35 000	11,5%
- Filiales intégrées globalement
Sous-total Audit	237 500	100%	160 000	262 000	100%	100%	305 000	100%
Autres prestations rendues par les réseaux aux filiales intégrées globalement
- Juridique, fiscal, social
- Autres
Sous-total Autres prestations
TOTAL	237 500	100 %	160 000	262 000	100 %	100 %	305 000	100 %

CHAPITRE 3 : INFORMATIONS FINANCIÈRES SELECTIONNÉES

3.1 INFORMATIONS FINANCIÈRES SELECTIONNÉES ANNUELLES

Principaux chiffres clés du compte de résultat consolidé (normes IFRS)
(résumé aux 31 décembre 2008, 2009 et 2010)

En milliers d'euros	31/12/2008	31/12/2009	31/12/2010

Produits des activités ordinaires	304 479	244 557	304 841
Résultat opérationnel	95 907	77 636	78 491
Résultat net	70 828	48 767	48 628
Résultat net part du Groupe	60 968	40 830	40 490

Principaux chiffres clés du bilan consolidé (normes IFRS) (résumé aux 31 décembre 2008, 2009 et 2010)

En milliers d'euros	31/12/2008	31/12/2009	31/12/2010
Actifs non courants	803 017	849 018	945 176
(dont immobilisations corporelles)	618 184	683 249	783 936
Actifs courants	163 085 203 353		218 728
Total de l'actif	966 102	1 052 371	1 163 904
Capitaux propres	298 197	321 565	344 196
Provisions pour risques et	10 163	8 337	10 472
avantages au personnel
Autres passifs non courants	533 717	539 266	622 496
(dont dettes financières)	494 617	481 745	562 286
Passifs courants	124 025	183 203	186 740
(dont dettes financières)	35 501	81 033	75 583
Total du passif	966 102	1 052 371	1 163 904

Principaux chiffres clés des flux de trésorerie consolidés (normes IFRS) (résumé des exercices au 31 décembre 2008, 2009 et 2010)

En milliers d'euros	31/12/2008	31/12/2009	31/12/2010
Flux nets de trésorerie générés par les activités opérationnelles	116 782	123 928	87 456
Flux nets de trésorerie générés par les activités d'investissement	(119 672)	(75 594)	(108 616)
Flux nets de trésorerie générés par les activités de financement	26 488	(15 370)	27 916
Effet de conversion	102	(64)	-
Variation de trésorerie	23 700	32 900	6 756

L'évolution des flux de trésorerie générés par les activités opérationnelles sur les trois derniers exercices s'explique par :

La dégradation du besoin en fonds de roulement en 2010 liée au faible niveau de production et de disponibilité de la fin d'année 2009, suite aux incidents techniques et mouvements sociaux intervenus dans nos centrales
Un effet positif non récurrent en 2009 suite à la renégociation des délais de paiement menés avec un fournisseur de panneaux solaires

Une capacité d'auto-financement exceptionnellement élevée en 2008, qui s'explique par un prix du charbon très élevé, une disponibilité très supérieure à 2009, et des ventes de panneaux externes importantes et réalisées dans de très bonnes conditions de marge.

La capacité d'autofinancement et les paiements sur investissements (exercices clos les 31 décembre 2008, 2009 et 2010)

En milliers d'euros	31/12/2008	31/12/2009	31/12/2010
Capacité d'autofinancement	124 551	102 804	112 450
Paiements sur investissements	117 316	78 030	130 584

Autres indicateurs financiers

(exercices clos les 31 décembre 2008, 2009 et 2010)

En milliers d'euros	31/12/2008	31/12/2009	31/12/2010
EBITDA(*)	121 677	100 766	107 768

(*) L'EBITDA est défini comme le résultat opérationnel avant dotations aux amortissements, dotations et reprises de provision pour dépréciation, risques et charges. L'EBITDA n'est pas un agrégat comptable normé, répondant à une définition unique et généralement acceptée. Il ne doit pas être considéré comme un substitut au résultat opérationnel, au résultat net, aux flux de trésorerie provenant de l'activité opérationnelle ou encore à une mesure de liquidité. L'EBITDA peut être calculé de façon différente par des sociétés ayant une activité similaire ou différente.

Les capitaux propres et l'endettement financier net

(exercices clos les 31 décembre 2008, 2009 et 2010)

En milliers d'euros	31/12/2008	31/12/2009	31/12/2010
Capitaux propres	298 197	321 565	344 196
Endettement financier net	459 774	459 926	531 252

L'augmentation de l'endettement du Groupe en 2010 est liée au développement du Groupe : construction de la centrale de Caraïbes Energie, centrales photovoltaïques et éoliennes. L'endettement net est défini en section 20.3.1 note 31.1 page 197.

La capitalisation boursière (exercices clos les 31 décembre 2008, 2009 et 2010) En millions d'euros 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010 Capitalisation boursière calculée sur la base du nombre d'actions et du cours de 890 806 541

clôture au dernier jour de chaque exercice

3.2 INFORMATIONS FINANCIÈRES SÉLECTIONNEES TRIMESTRIELLES

En millions d'euros		er trimestre 1
Secteur d'activité	2011	2010	Var.

Thermique	69,3	52,7	+31,6%
Photovoltaïque Dont exploitation Dont autres ventes (*)	5,7 5,7 -	11,2 2,6 8,6	ns +115,6% ns
Eolien	2,1	2,0	+4,8%
Holding	0,6	0,3	ns
Total	77,7	66,2	+17,3%

Chiffre d'affaires consolidé pour le premier trimestre 2011 (non audité)

* Vente de panneaux ou d'installations photovoltaïques clé en main à des tiers.

CHAPITRE 4 : LES FACTEURS DE RISQUE

La Société a procédé en 2010 à une revue des risques qui pourraient avoir un effet défavorable significatif sur son activité, sa situation financière ou ses résultats, qui font l'objet de l'attention constante de la Direction Générale, du suivi du Comité d'audit des comptes et des risques et de synthèses présentées au Conseil d'Administration. Elle considère, à la date du présent document de référence, qu'il n'existe pas d'autres risques pouvant avoir un effet défavorable significatif sur son activité, sa situation financière, ses résultats ou son développement que ceux présentés ci-après. Cependant, d'autres risques, dont elle n'a pas actuellement connaissance ou qu'elle considère comme non significatifs à ce jour, pourraient avoir le même effet défavorable significatif.

Les organes de contrôle du Groupe, en charge notamment du processus d'identification et de gestion des risques, sont décrits au Chapitre 14 du présent document de référence et au paragraphe 2 du rapport du Président du Conseil d'administration, joint en Annexe 1 au présent document de référence.

4.1 RISQUES LIÉS AUX ACTIVITÉS DE LA SOCIÉTÉ

4.1.1 Risques opérationnels

L'exploitation d'unités industrielles implique un risque, qui ne peut être entièrement éliminé, lié à la survenance d'incidents ou d'arrêts imprévus d'exploitation y compris ceux résultant d'accidents, du dysfonctionnement d'équipements, de manquements à la sécurité, d'actes de malveillance ou de terrorisme, d'incidents d'approvisionnement, ainsi que le risque que la performance de l'unité industrielle soit inférieure aux attentes du Groupe.

Des incidents de fonctionnement sont survenus spécialement en 2009. Ils ont donné lieu à une analyse approfondie de leurs conditions de réalisation, et à l'application de plans d'action et de prévention destinés à en éviter la répétition.

Un programme triennal de travaux d'investissements en matière d'entretien / maintenance / modernisation a par ailleurs été mis au point. Sa mise en œuvre pour l'année 2010 s'est opérée essentiellement au premier semestre, et a entrainé pendant ce semestre, un allongement significatif des arrêts programmés des centrales thermiques.

Afin de structurer l'ensemble de ces programmes, le Groupe a déployé une démarche visant à l'obtention de certification QHSE. Cette certification a d'ores et déjà été obtenue en 2011 pour la Compagnie Thermique du Gol. Le risque opérationnel a été pris en compte dans la rédaction des contrats d'exploitation et d'assurance. En cas d'arrêt de production, partiel ou total, consécutif à la survenance de tels événements et à défaut d'accord des parties sur l'application des clauses contractuelles, une baisse du taux de disponibilité génèrerait des pénalités.

Si ce type de situation se produit, et que l'assurance du Groupe joue, le Groupe peut supporter des pertes à concurrence de la franchise applicable, décrite au paragraphe 4.5.2 du présent document de référence. S'il s'agit d'un dommage non couvert par les polices d'assurance souscrites, ou si les plafonds de couverture applicables étaient dépassés, le Groupe subirait une perte de chiffre d'affaires ou une augmentation de ses charges d'exploitation et sa situation financière pourrait être affectée de manière significative.

4.1.2 Risques liés aux conditions climatiques et aux catastrophes naturelles

Pour les parcs éoliens et photovoltaïques, et malgré le soin porté aux études de vent et d'ensoleillement, en particulier par le choix d'experts indépendants et reconnus dans ce domaine, une diminution prolongée de l'intensité des vents et/ou de l'ensoleillement dans les zones concernées provoquerait une baisse du chiffre d'affaires et affecterait les résultats. Ainsi, en 2010 en raison d'un régime de vents défavorable, la production des parcs éoliens du Groupe a été inférieure à celle de 2009, malgré une capacité en service plus élevée. Les installations photovoltaïques du Groupe ont

quant à elles bénéficié de bonnes conditions d'ensoleillement dans l'Océan Indien et les Caraïbes, comme indiqué en sections 9.2 et 9.3.

Pour l'ensemble des activités de la Société, et notamment celles situées dans les zones Caraïbes et Océan Indien, il existe un risque de catastrophe naturelle (volcans, tempêtes tropicales, ouragans et cyclones, inondations et tremblement de terre pour les Caraïbes).

Ce type d'événements naturels a été pris en compte dans la conception et dans l'exploitation des unités ainsi que, dans la rédaction des contrats d'exploitation (clauses de force majeure spécifiques sauf dans le cas de CCG et des installations photovoltaïques et éoliennes où le droit commun de la Force Majeure s'applique) et d'assurances.

Dans le cas d'un arrêt de production, partiel ou total, consécutif à la survenance de tels événements et à défaut d'accord des parties sur l'application des clauses contractuelles, une baisse du taux de disponibilité génèrerait des pertes de revenus et/ou des pénalités.

4.1.3 Risques liés aux contextes sociaux

Le Groupe est exposé au risque d'occurrence de grèves et autres conflits du travail en particulier dans les centrales thermiques où se trouvent la majorité de ses salariés. Bien que très soucieux de la bonne qualité des relations avec ses salariés considérée par son encadrement comme une priorité, le Groupe ne peut garantir que des conflits du travail ne se produiront pas, dont l'origine se situerait au niveau de l'entreprise affectée elle-même, ou à un niveau plus élevé (par exemple ensemble de la branche des industries électriques et gazières, ou mouvement social à caractère général). S'ils surviennent, ces conflits peuvent avoir un impact sur le taux de disponibilité des centrales thermiques et entraîner en conséquence des pénalités dans le cadre des contrats avec EDF (et avec le Central Electricity Board à l'île Maurice). Les relations contractuelles avec les producteurs de sucre, fournisseurs de bagasse, qui reçoivent de la vapeur, peuvent subir un impact négatif si le Groupe se trouve dans l'incapacité d'absorber et traiter leur bagasse et de les alimenter en vapeur, en raison d'arrêts de travail.

Le Groupe a été affecté de façon significative par des conflits sociaux en 2009, spécialement à la Guadeloupe dans le contexte des grèves et mouvements survenus dans les deux départements antillais au début de cette année 2009. A la fin de l'année 2010 ont été présentées dans les centrales thermiques des revendications fondées sur l'interprétation faite par le syndicat CGT de certaines dispositions du statut du personnel des industries électriques et gazières. Ces revendications ont été en début 2011 appuyées par des mouvements de grève et des arrêts de production de courte durée, à la Réunion et à la Guadeloupe. L'entreprise a pour sa part saisi le conseil d'Etat d'une requête en interprétation des dispositions en cause. Le 27 avril 2011 le conseil d'Etat s'est déclaré incompétent en considérant ce dossier comme relevant des tribunaux de l'ordre judiciaire. Les mouvements de fin 2010 et début 2011 sont toujours en cours. Ces conflits n'ont pas eu de répercussions sur l'exercice 2010.

Pour toutes les centrales à l'exception de CCG, en cas de grève nationale ayant des répercussions locales, par application de la clause de force majeure, la société n'est pas pénalisée.

Le Groupe est, dans le périmètre d'application du régime pré mentionné du statut du personnel des industries électriques et gazières, responsable du paiement des retraites et autres avantages sociaux qu'il comporte. Le montant des obligations en résultant et des provisions constituées à cet effet dans les états financiers consolidés est calculé sur la base d'hypothèses, et en particulier de tables de mortalité prévisionnelles et de taux d'actualisation qui sont susceptibles d'évoluer de même que les règles relatives à la liquidation des retraites. Ces évolutions pourraient entraîner dans le futur, bien que les effectifs du Groupe ne soient pas élevés, des charges venant aggraver ses obligations, conduisant à une augmentation des provisions correspondantes et affectant ainsi négativement sa situation financière et ses résultats.

4.1.4 Risques industriels, réglementaires ou environnementaux

L'exploitation des unités, et notamment des centrales thermiques, doit se conformer à un ensemble de dispositifs législatifs et réglementaires (notamment en matière de protection de l'environnement, de limitation des émissions dans l'atmosphère, de réglementation des rejets d'effluents, de réglementation du bruit, de prescriptions paysagères, obligations de remise en état des sites, etc.). Toutes les installations thermiques du Groupe en France sont classées ICPE (Installation Classée pour la Protection de l'Environnement).

Tout incident pourrait provoquer des dommages corporels ou matériels dont le Groupe pourrait être tenu pour responsable. Si la conformité aux règles applicables n'était pas assurée, les autorisations d'exploitation ou les autorisations de raccordement aux réseaux locaux de distribution d'électricité pourraient être retirées, et des sanctions financières mises en œuvre.

De nouvelles contraintes d'exploitation pourraient avoir un impact sur la rentabilité de l'entreprise.

Dans le but de minimiser les risques relatifs à ces installations, et en s'appuyant sur les obligations imposées par la classification ICPE, la Société définit les procédures relatives aux installations classées pour la protection de l'environnement. Chaque installation (par extension le même type de procédures est mis en place dans les sites hors France) s'assure de la bonne application de ces procédures et la tâche de coordination et d'harmonisation est assurée par la Direction Technique de la holding. Le paragraphe 8-2 du document de référence consacré à la politique environnementale, s'appuyant sur des audits externes réalisés régulièrement par la Société, décrit plus en détail les actions menées pour minimiser l'impact environnemental des installations et donne les consommations d'énergie, d'eau, les quantités de rejets et les émissions de CO2. Ce chapitre décrit en outre les risques liés aux insuffisances des quotas d'émission de gaz à effet de serre.

Dans les centrales thermiques, la combustion du charbon engendre un résidu d'exploitation, des cendres. Ces cendres sont considérées par la société comme un déchet non polluant et sont recyclées auprès d'entreprises du BTP. Toutefois la réglementation pourrait évoluer et amener la société à retraiter ses cendres soit via un post traitement soit via une mise en décharge dans un centre d'enfouissement spécifique. Ainsi, des coûts supplémentaires seraient supportés par la société sans pour autant remettre en question l'économie globale de ses centrales.

La directive européenne IPPC (Integrated Pollution Prevention and Control) du 24 septembre 1996, prévoit, entre autres, que les centrales de production d'électricité doivent, lorsque cela s'avère nécessaire, adapter leurs technologies afin de réduire les impacts sur l'environnement. L'administration française considère que l'application de cette directive doit s'inscrire dans le cadre de la législation relative aux installations classées pour la protection de l'environnement et conduire à des modifications des arrêtés préfectoraux d'exploitation des centrales existantes ou à des compléments à ces arrêtés. Des arrêtés complémentaires sont ainsi intervenus, visant les centrales les plus anciennes en exploitation, CTBR1, CTGA et CTM (arrêté du 26 octobre 2010 pour CTM, arrêtés du 16 décembre 2010 pour CTBR-1 et CTG-A). Ceux concernant CTBR-2 et CTG-B devraient être pris en 2011. Les investissements nécessaires s'élèvent à 2.9 millions d'euros. Les travaux s'effectueront pour l'essentiel en 2011.

Les restrictions nouvelles (concernant notamment les réductions des valeurs limites d'émissions de fumées) que comportent ces dispositions conduiront dans certains cas (lorsque les nouvelles normes n'étaient pas déjà respectées de façon anticipée) la Société à réaliser des investissements en équipements supplémentaires. Le paragraphe 8.2.3 du présent document de référence fournit des précisions à cet égard.

Par ailleurs, des textes réglementaires parus en novembre 2009 en application d'une modification de l'article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 introduite par l'article 53 de la loi n° 2009-594 du 27 mai 2009, ont organisé l'instauration d'une « prime bagasse » destinée à la filière cannière. Ce dispositif conduit à la perception par le Groupe, hors chiffre d'affaires, du montant de cette prime au travers de ses ventes à EDF d'électricité produite à partir de bagasse, puis au reversement de ce

montant aux usines sucrières pour répartition au sein de la filière cannière-sucrière. Il n'a pas d'impact significatif sur les résultats du Groupe.

La réglementation relative aux tarifs d'achat de l'électricité d'origine photovoltaïque est décrite aux chapitres 6 (paragraphe 6.3.2), 9 (paragraphe 9.2.2) et 22 (paragraphe 22.2.1) du présent document de référence. Cette réglementation a été marquée en 2010 en France par l'abaissement à deux reprises de ces tarifs d'achat (arrêtés des 12 et 15 janvier 2010 complétés le 16 mars 2010, et arrêté du 31 août 2010). Puis le décret 2010-1510 du 9 décembre 2010 a suspendu pour une durée de trois mois l'obligation d'achat par EDF de l'électricité produite par les installations photovoltaïques non mises en service dans les 18 mois de l'acceptation de la proposition de raccordement au réseau. Et il a interdit tout dépôt de nouvelle demande pendant la période de suspension. Aucun projet du Groupe en construction n'est affecté par les dispositions de ce décret sous réserve du respect de la prévision de mise en service à la date butoir résultant des termes du décret. Enfin, un ensemble de textes réglementaires en date du 4 mars 2011 et publiés le 5 mars ont fixé les dispositions résumées ciaprès pour la période suivant leur intervention. Les projets portant sur les parcs photovoltaïques au sol, et sur les installations sur bâtiments de puissance unitaire supérieure à 100 kW passeront d'un régime de tarifs d'achat à celui des appels d'offres, sauf à se voir appliquer un tarif d'achat de 12 cts/kWh n'ayant pas vocation à rentabiliser ces installations. Ces appels d'offres, dont les cahiers des charges restent à être établis et publiés, seront de type simplifié pour les installations sur bâtiments de puissance unitaire comprise entre 100 kW et 250 kW, et du type de ceux traditionnellement instruits par la Commission de Régulation de l'Energie pour les installations sur bâtiments de puissance unitaire plus élevée, et pour les centrales au sol. (C'est dans cette plage que se situe le cœur de l'activité photovoltaïque du Groupe). Les projets sur bâtiments de puissance unitaire inférieure à 100 kW (qui ne sont pas ceux que développe le Groupe) continueront de relever d'un dispositif de tarifs d'achat, différenciés selon la nature des bâtiments et le type d'installation (intégration au bâti ou intégration simplifiée au bâti). Ces tarifs connaîtront chaque trimestre des baisses importantes, d'autant plus marquées que le total des demandes de raccordement sera en dépassement par rapport aux objectifs d'évolution de la capacité photovoltaïque souhaités par le Gouvernement dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité (PPI).

A la date d'établissement du présent document de référence, la totalité du parc photovoltaïque du Groupe installé et en cours de construction en France soit une puissance de 64.9 MW (y compris les projets Bethleem et Matoury dont la construction a démarré début 2011) bénéficiait du tarif préférentiel de juillet 2006, à l'exception de 1,8 MW concernés par le tarif de janvier-mars 2010. Concernant les futurs projets, il n'est pas possible à ce stade de préjuger de ce que seront les futurs appels d'offres à venir. Dans ce contexte, le Groupe a décidé de réexaminer la totalité des projets photovoltaïques de son portefeuille en phase de développement. Ce réexamen a conduit le Groupe a déprécier des coûts antérieurement activés pour un montant total de 3,6 millions d'euros.

En Espagne, un décret royal est intervenu le 23 décembre 2010 pour réduire le poids tarifaire des mesures incitatives. Sa disposition la plus impactante pour le Groupe plafonne temporairement le nombre d'heures équivalent pleine puissance (HEPP) auxquelles s'applique le tarif subventionné. Ce plafond sera pour les installations d'ORGIVA de 1250 HEPP en 2011, 2012 et 2013. Des incertitudes subsistent sur les conditions de valorisation de l'énergie produite au-delà de ce plafond. Ce plafond se traduit par une diminution du taux de rendement interne du projet sans remettre en cause son caractère profitable. Ainsi, il n'a pas été constaté de provision au titre de ces contrats.

Au cours du mois d'avril 2011, le ministère de l'Energie a notifié à 5 filiales du Groupe en Espagne, détenant ensemble à Orgiva des actifs de production solaire en plain champ représentant une puissance de 500 KW sur les 2.4 MW que possède le Groupe en Espagne, une mesure de suspension du tarif d'achat pour une durée de 3 mois, reconductible à défaut de contestation permettant d'établir le caractère infondé de ladite mesure. L'administration se déclare en effet insatisfaite s'agissant du respect des obligations applicables en matière d'identification des équipements constituant les centrales solaire imposées par la réglementation espagnole. Si le non respect de la réglementation était confirmé, l'obligation d'achat dont bénéficie aujourd'hui lesdites sociétés pourrait être annulée.

En Italie, un décret ministériel (nouveau « Conto Energia ») daté du 6 août 2010 a redéfini les conditions de rémunération des centrales photovoltaïques entrant en opération entre le 1er janvier 2011 et le 31 décembre 2013. Ce décret« Conto Energia » a partiellement été remplacé par un nouveau décret approuvé par le gouvernement le 3 mars 2011, visant à modifier les conditions de rémunération des centrales photovoltaïques dont la mise en service est postérieure au 31 mai 2011. Aucun projet du Groupe en Italie ne devrait être impacté par ces nouvelles dispositions. La centrale de « Campanozzi » a en effet été raccordée au réseau le 5 novembre 2010, et la déclaration de fin de travaux de celle d'« Orlando » a été déclarée à ENEL le 30 novembre 2010. Ces deux centrales ont été enregistrées sur le site du GSE (« Gestionnaire du Système Electrique ») avant le 31 décembre 2010 et devraient donc en conséquence bénéficier du tarif 2010.

4.1.5 Risques liés à la facturation du charbon sur les centrales thermiques

Les contrats avec EDF des centrales thermiques stipulent que la facturation de charbon de la centrale pour une période donnée est basée sur un rendement (consommation de charbon par MWh vendu) constant et sur le prix de la dernière livraison connue à la date de la facture, alors que le charbon réellement consommé peut correspondre à des quantités stockées provenant d'une livraison antérieure. Ce mécanisme peut donc générer des écarts impactant le résultat (dits « effets stock ») en cas de variation du rendement et de variation du prix unitaire du charbon entre deux livraisons, sans pour autant que l'impact de ce dernier facteur puisse être anticipé. A titre d'exemple sa variation s'est élevée à +7,5 millions d'euros d'EBITDA entre 2009 et 2010, pour des consommations respectives de 768 kTonnes en 2009 et 847 kTonnes en 2010 sur les centrales thermiques du Groupe hors centrales mauriciennes.

L'impact de la facturation du charbon sur le chiffre d'affaires et l'EBITDA 2010 est mentionné au chapitre 9 (paragraphes 9.3.1 et 9.3.2) du présent document de référence.

Le graphe ci-dessous illustre les variations du prix du charbon exprimé en \$ (indice API mensuel) entre janvier 2006 et janvier 2011.

4.1.6 Risques liés au caractère discrétionnaire et non intangible des mesures d'incitation fiscale aux investissements et activités dans les DOM, et aux variations potentielles d'autres dispositions fiscales

Les activités du Groupe dans les DOM lui permettent de bénéficier, sous réserve des observations cidessous, de certaines dispositions d'aide fiscale (Loi GIRARDIN, Loi LODEOM).

Il s'agit le plus souvent de mesures accordées sur agrément, et donc subordonnées à la décision favorable des autorités fiscales compétentes. Si cette décision n'est pas obtenue ou ne retient qu'une partie de la demande formulée au titre d'un projet alors que celui-ci a déjà généré des frais importants et a conduit à réaliser des dépenses d'investissement significatives, les rendements sur investissement du Groupe seront plus faibles que prévus pour ce projet. En outre, le défaut de réception des approbations requises en temps voulu peut avoir un impact défavorable sur le résultat opérationnel et la situation financière pour une période particulière, accroissant aussi la variabilité d'une période à l'autre.

Par ailleurs, les mesures d'incitation fiscale dont bénéficie le Groupe nécessitent que les projets soient conformes à certaines conditions. Le défaut de conformité à ces conditions pourrait entraîner leur remise en question, alors même que le Groupe doit, dans certains cas, garantir aux investisseurs fiscaux le bénéfice de leur opération fiscale.

Le Groupe ne peut donner aucune assurance sur le maintien en place dans l'avenir de ces régimes d'incitation, qui pourraient être supprimés ou modifiés dans un sens défavorable.

La loi de finances pour 2011 prévoit de fait la suppression des mesures d'aide fiscale aux investissements photovoltaïques dans les DOM à partir du 29 septembre 2010. Toutefois la réduction ou la déduction d'impôt restent applicables de manière inchangée aux investissements pour lesquels l'exploitant a accepté un devis de raccordement et versé à ce titre un acompte, sous réserve que les installations concernées produisent de l'électricité au plus tard le 31 mars 2011.

En 2010, le Groupe a obtenu 15,2 millions d'euros d'aides fiscales au titre de ses investissements photovoltaïques dans les DOM, dont 2,3 millions d'euros conditionnés à la mise en service des installations concernées avant le 31 mars 2011. Seuls 12,8 millions d'euros ont été comptabilisés en résultat 2010.

De façon générale, le Groupe est naturellement exposé aux conséquences négatives qui proviendraient de mesures d'alourdissement des impôts et taxes qu'il paye. Il en va ainsi notamment des éléments composant la nouvelle contribution économique territoriale qui a remplacé la taxe professionnelle : cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises CVAE et cotisation foncière des entreprises CFE. Leurs taux peuvent être augmentés. Il en est de même pour l'imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux IFER (ainsi l'article 158-V de la Loi de finances pour 2011 en a porté le montant pour les installations photovoltaïques et éoliennes, de 2,913 euros/kW à 7,000 euros/kW). Le Groupe estime que les nouvelles mesures liées à la mise en place de la CET et de l'IFER devraient conduire à une augmentation, à données comparables équivalentes, de l'ordre de 10 à 15% des sommes antérieurement versées au titre de la Taxe Professionnelle

4.1.7 Risques liés au développement de la Société

Le secteur de l'industrie de la production électrique est très règlementé et fortement contractualisé. Des évolutions réglementaires rendant moins attractifs certains investissements pourraient affecter le développement de la Société. La phase de développement d'un projet préalable au lancement de la construction fait l'objet d'un processus strict d'autorisation des engagements de la Société permettant ainsi d'arrêter le développement de tout projet en deçà des critères de rentabilité ou en dessus des critères de risques dès la phase amont. Les exploitations existantes dans le domaine thermique bénéficient de contrats de vente d'électricité à long terme comprenant des mécanismes d'indexation sur les variations des coûts de production, atténuant les effets tant d'une forte volatilité des coûts de production que d'évolutions règlementaires. La Société mène une veille active qui outre le fait d'anticiper des évolutions réglementaires peut lui permettre comme ce fut le cas dans le passé de saisir de nouvelles opportunités de marché. La pression grandissante du dispositif réglementaire lié au respect de l'environnement est aujourd'hui particulièrement suivie par la Société.

L'exercice de l'activité de la Société suppose l'obtention de divers permis, autorisations et financements auprès des autorités et établissements compétents nécessitant des délais souvent aléatoires pouvant décaler le début de la construction des unités de production; la Société doit donc suivre un processus de management strict afin de ne pas engager à risque des dépenses qui pourraient être effectuées postérieurement à ces permis, autorisations et financements. Outre les dimensions opérationnelles le management de projets doit également prendre en compte, en phase de développement le risque de non-acceptation des unités de production par le public (sous-tendu par un impact potentiel environnemental ou visuel) et, dans le contexte de crise financière et de difficulté d'accès au crédit, le risque de non-disponibilité des financements qui peuvent dans l'avenir constituer une entrave au développement.

Concernant le démantèlement des centrales thermiques, à la lumière de l'expérience acquise lorsque l'expiration de certains contrats de la Société avec des clients industriels a entraîné l'arrêt des installations les desservant, le Groupe considère que les frais de démontage et de démantèlement des actifs, déduction faite du prix de cession des installations démontées, ne sont pas significatifs à ce jour. Par conséquent, la Société considère que le risque lié au coût du démantèlement des centrales est faible.

Concernant les centrales éoliennes dont les mâts dépassent 50 mètres, la Loi Grenelle 2 du 12 juillet 2010 a prévu leur assujettissement au régime d'autorisation des installations classées pour la protection de l'environnement un an après sa date de publication. Elle a par ailleurs posé le principe de responsabilité de l'exploitant pour le démantèlement des installations et la remise en état de leurs sites d'implantation, dès la cessation d'exploitation, ainsi que l'obligation corrélative de constituer des garanties financières nécessaires. Le décret en Conseil d'Etat annoncé par la Loi pour la mise en œuvre de ces dernières dispositions n'est pas intervenu, l'incidence de cette prescription ne pourra être appréciée qu'après la publication du texte d'application annoncé.

Le Groupe a fait dans le domaine éolien le choix d'une croissance sélective, focalisée sur des sites répondant à des critères techniques et financiers stricts. Sur ces bases, il exploitait à la fin 2010 en France métropolitaine des parcs totalisant une puissance de 50,5 MW, auxquels s'ajoutent 6MW actuellement en construction. Cette activité n'est pas amenée à se développer de façon significative, limitant de ce fait l'impact de la loi Grenelle 2 pour le Groupe.

4.2 RISQUES JURIDIQUES

4.2.1 Risques de litige

Les sociétés du Groupe pourraient être impliquées dans des procédures de nature administrative, juridique ou arbitrale dans le cours de leurs activités.

Les principales hypothèses dans lesquelles de telles procédures pourraient être initiées sont :

l'éventuel irrespect d'engagements contractuels,
l'éventuel irrespect de prescriptions législatives et réglementaires en particulier celles applicables aux installations classées pour la protection de l'environnement,
l'éventuelle transgression des conditions assortissant la délivrance des permis de construire et autorisations d'exploiter,
la remise en cause des avantages fiscaux octroyés aux investissements réalisés outre-mer,
le dépôt d'éventuels recours par des tiers à l'encontre des permis et autorisations obtenues,
la survenance éventuelle dans les unités du Groupe d'incidents ou accidents entraînant des dommages corporels et/ou matériels et provoquant des poursuites et des demandes d'indemnisation,
l'inexécution ou la mauvaise exécution d'engagements ou des prestations dues au Groupe par ses fournisseurs ;

La prévention de ces risques repose sur le soin particulier attaché à :

la mise en œuvre par toutes les entités du Groupe d'une politique constante de respect rigoureux des normes législatives et réglementaires qui leur sont applicables, des engagements contractuels qu'elles ont souscrits, et, plus généralement, des principes de la « Morale des Affaires ». C'est là un élément essentiel de la culture du Groupe,
la qualité de fond et de forme, la clarté et la précision des documents contractuels de toute nature. Il est fait appel à cet effet à des conseils juridiques confirmés,
la sélection des co-contractants en fonction de critères incluant la réputation d'éthique.

Les litiges impliquant les sociétés du Groupe sont décrits au paragraphe 20.6 du présent document de référence.

4.2.2 Risques liés à la détention de participations minoritaires dans les sociétés localisées à l'Ile Maurice

Le Groupe est tenu, en application du Droit applicable à l'Ile Maurice, de participer en tant qu'actionnaire minoritaire au capital de la société chargée de la réalisation du projet, tout en conservant certaines fonctions de gestion de projet, pour lesquelles il perçoit une rémunération.

En sa qualité d'actionnaire minoritaire de ces sociétés, le Groupe n'en exerce pas le contrôle juridique ou économique complet.

Un désaccord avec d'autres actionnaires ou les équipes de développement locales pourrait affecter les activités, la situation financière ou les résultats financiers du Groupe, ou sa capacité à réaliser ses objectifs, ou sa capacité à recevoir des dividendes. Le Groupe considère ce risque comme très improbable et non significatif.

4.3 RISQUES DE DÉPENDANCE À L'ÉGARD DE TIERS

4.3.1 En phase de construction

La mise en service de nouvelles centrales pourrait être impactée par les éléments suivants :

les risques liés aux prêteurs et à leur capacité à honorer leurs engagements,
les risques liés aux constructeurs et à la survenance possible de retards dans la construction des unités de production,
les risques liés aux fournisseurs et à l'approvisionnement en équipements et fournitures nécessaires à la construction des unités de production.

4.3.2 En phase d'exploitation

4.3.2.1 Risques d'approvisionnement en équipements/fournitures et en combustibles

Pendant toute la durée de vie de ses unités de production, le Groupe doit effectuer des opérations de maintenance. En cas de défaillance des équipements et composants, il peut dans certains cas faire jouer une garantie donnée par le fournisseur. Le Groupe dépend donc de ses principaux fournisseurs pour assurer certains travaux de maintenance et doit pouvoir compter sur eux pour faire jouer les garanties données.

L'activité des centrales thermiques du Groupe dépend de la livraison à bonne date des matières premières utilisées comme combustibles (charbon et dans une moindre mesure fuel). Le Groupe sélectionne avec soin ses fournisseurs, et veille à constituer à l'emplacement de chaque centrale une réserve de combustible permettant de pallier des retards. Il ne peut toutefois garantir qu'en toutes circonstances sa capacité à exploiter sans discontinuité ses centrales sera préservée.

L'activité des centrales solaires dépend du bon fonctionnement des principaux équipements, et notamment de l'évolution du rendement des panneaux photovoltaïques et de la production, les fournisseurs garantissant une limite de vieillissement, qui décroît sur la durée de vie du panneau.

Afin de tirer parti du retour d'expérience et de bénéficier de l'effet de volume, le Groupe a mis en place une direction centralisée des approvisionnements.

Les achats de charbon sont effectués sur une base « spot », le Groupe n'a pas d'engagements à moyen ou long terme. Le Groupe diversifie ses approvisionnements en charbon en ayant recours à plusieurs fournisseurs (Afrique du Sud, Australie, Mozambique,…).Cette diversification permet au Groupe d'assurer une sécurité de fourniture en cas de défaillance de l'un ou l'autre de ses fournisseurs.

En 2009 le plus important fournisseur du Groupe était un fournisseur de charbon, avec lequel le Groupe n'avait aucune dépendance, pour un montant de 41,3 M€ (payé en USD pour un montant de 58,2 MUSD). Il s'agit d'un agent payeur.

En 2009 les sept plus importants fournisseurs du Groupe avec lesquels le Groupe n'avait aucune dépendance à l'exception de First Solar (qui représentait 22,9 M€), représentaient un montant d'achat de 103,5 M€ dont 56,7 M€ payés en USD (79,6 MUSD).

En 2010, le plus important fournisseur du Groupe est un fournisseur de charbon, avec lequel le Groupe n'a aucune dépendance, pour un montant de 59,4 M€ dont 45,8 M€ payés en USD (58,8 MUSD).

En 2010 les sept plus importants fournisseurs du Groupe avec lesquels le Groupe n'a aucune dépendance à l'exception de First Solar (qui représente 27,2 M€), représentent un montant d'achat de 138,7 M€ dont 60,6 M€ payés en USD (78,2 MUSD) (voir chapitre 22 du présent document de référence pour une description du contrat conclu avec First Solar). Comme indiqué au paragraphe 4.4.3. du présent document de référence, la variation des prix d'achat de charbon réalisé en USD est, à l'effet décrit au paragraphe 4.1.5 près, sans impact significatif sur la rentabilité du Groupe, car les ventes aux clients comportent une indexation sur le prix unitaire forfaitaire en monnaie locale (EUR ou MUR) des achats de charbon.

En 2010, le total des achats comptabilisés en résultat opérationnel s'élève à 123,4 M€ y compris achats de quotas de CO2 hors prise en compte du produit des quotas facturés à EDF.

4.3.2.2 Risques liés à la dépendance à l'égard d'un nombre limité de clients

Le Groupe vend la quasi-totalité de l'électricité qu'il produit dans le cadre de contrats de longue durée conclus avec EDF en France et le Central Electricity Board (CEB) à l'île Maurice. La durée des contrats est mentionnée au Chapitre 22 du présent document de référence. Le chiffre d'affaires du Groupe avec EDF est en 2010 de 267,8 M€, représentant 87,9 % du chiffre d'affaires consolidé. Le chiffre d'affaires que le Groupe réalise auprès de CEB n'est pas compris dans le Chiffre d'affaires consolidé du Groupe du fait de la méthode de consolidation par mise en équivalence des centrales mauriciennes. Pour information le Chiffre d'affaires réalisé par ces centrales (non pondéré par leur taux de détention) s'est élevé à 3 714 millions de MUR (soit 91,6 M€).

Compte tenu de la qualité de ces co-contractants, le risque de contrepartie lié aux comptes clients est non significatif.

4.4 RISQUES DE MARCHÉ

4.4.1 Risques de liquidité

Au 31 décembre 2010, la position de liquidité comparée à celle des années précédentes se décomposait comme suit :

(en milliers d'euros)	31/12/1010	31/12/2009
Autres actifs financiers courants	81 067	91 444
Banque	25 550	11 408
Lignes de crédit non utilisées	0	35 000
Position de liquidité	106 617	137 852

Ces informations sont détaillées dans la note 31 de l'annexe aux comptes consolidés de la Société, figurant au chapitre 20 (paragraphe 20.1.6) du présent document de référence.

Des lignes de financement ont été mises en place dans le cadre du refinancement intervenu en juillet 2008 pour un montant de 100 millions euros.

Les caractéristiques générales de cet accord de financement, dont le tirage a eu lieu en date du 21 juillet 2008, sont les suivantes :

(i) Nature et montant des facilités :

Facilités à moyen terme comprenant deux tranches :

Une tranche A constituée d'un prêt amortissable de 80 millions d'euros, dont le capital restant dû s'élève à 67 M€ au 31/12/2010.
Une tranche B constituée d'un crédit renouvelable de 20 millions d'euros ayant pour objet le financement du besoin de fonds de roulement. L'emprunteur s'engage à ne pas utiliser la tranche B au moins quinze jours consécutifs ou non consécutifs chaque année. Cette tranche au 31/12/2010 était intégralement tirée.

(ii) Remboursement des tranches A et B

Chacune des deux tranches doit être remboursée comme indiqué dans l'échéancier ci-dessous :

En millions d'euros	Année 2009 à année 2014	Date d'échéance finale année 2015
Tranche A	6,50	41,00
Tranche B	-	20,00

Le remboursement anticipé volontaire est possible, sans pénalité.

(iii) Caractéristiques financières :
Taux d'intérêt : Euribor 6 mois pour la tranche A et Euribor correspondant à la durée de tirage pour la tranche B, plus marge applicable égale à 0,80 % par an,
"Covenants" Respect des valeurs ponctuelles pour deux ratios et plafonnement de l'endettement net social1:
Le ratio de l'endettement net social pour la période de test considérée, sur l'EBITDA consolidé pour cette même période, doit être inférieur à 2,

¹ « Endettement Net Social » désigne l'ensemble des emprunts et dettes assimilées contractés auprès d'établissements de crédit et autres créanciers financiers par Séchilienne-Sidec SA (y compris la part en capital des engagements de crédit-bail et de Location Financière retraités dans les comptes au sens des normes internationales IAS 17 et les prêts d'actionnaires ou assimilés), au sens du Plan Comptable Général, minoré de la trésorerie et des dépôts de Séchilienne-Sidec SA.

Le ratio de l'endettement net social pour la période de test considérée, sur les fonds propres consolidés, doit être inférieur à 1,
Le montant de l'endettement net social est plafonné à 300 millions d'euros.

Le Groupe respecte ces ratios au 31 décembre 2010.

(iv) Cas de défaut

Les principaux cas de défaut sont :

le non-respect des covenants,
un défaut croisé sur Séchilienne Sidec SA ou l'une de ses filiales pour un endettement financier supérieur à 1 M€.

Une nouvelle ligne de crédit a été mise en place en juillet 2009 à hauteur de 15 millions euros avec la banque ESPIRITO SANTO ET DE LA VENETIE – BESV.

Ses principales caractéristiques sont :

Montant : 15 M€
Durée : 36 mois à partir de la date de signature tacitement reconductible en l'absence de dénonciation pour 24 mois supplémentaires.
Intérêts : Taux Euribor + marge de 2,5 %.
Covenants : identiques à ceux précités ci-dessus pour le financement de 100 millions euros.

Au 31 décembre 2010, cette ligne était intégralement tirée.

Par ailleurs, les contrats de crédit-bail conclus par les sociétés du Groupe peuvent prévoir des engagements financiers usuels pour ce type d'opérations, décrits au paragraphe 7.1 du présent document de référence.

Les dettes financières sont décrites à la note 14 de l'annexe aux comptes consolidés de la Société, figurant au paragraphe 20.1.6 du présent document de référence.

Au 31 décembre 2010, l'endettement du Groupe s'élevait à 637,9 millions d'euros, avec un échéancier de remboursement tel qu'indiqué ci-dessous :

En milliers d'euros	A moins d'1 an		Entre 1 et 2 ans		Entre 2 et 3 ans		Entre 3 et 4 ans		Entre 4 et 5 ans		A plus de 5 ans
			Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts
Emprunts bancaires	51 237	10 082	20 282	13 319	21 065	13 261	21 753	13 094	56 979	11 995	204 573	72 180
Dettes de location financement	18 588	10 147	20 409	10 091	51 238	8 167	16 850	7 427	18 175	7 104	132 661	23 279
Banques créditrices et autres	4 059
Total au 31/12/2010	73 884	20 229		40 691 23 410		72 303 21 428		38 603 20 521			75 154 19 099 337 234 95 459

A moins d'un an, le remboursement des emprunts en nominal inclut le remboursement intégral de lignes de 35 millions d'euros tirées fin 2010 ; ce remboursement a été effectué en janvier 2011.

La Société a procédé à une revue spécifique de son risque de liquidité et elle considère être en mesure de faire face à ses échéances à venir.

Les principes de financement retenus par le Groupe sont décrits au paragraphe 9.2.5 du présent document de référence.

4.4.2 Risques de taux

	31/12/2010				31/12/2009
	Concours bancaires et intérêts courus	Dette projet	Dette corporate	Total	Concours bancaires et intérêts courus	Dette projet	Dette corporate	Total
Dettes auprès des établissements de crédit
. Taux fixe		41 067		41 067	4 773	4 911		9 684
. Taux variable	4 059	232 822	102 000	338 881		177 711	73 350	251 061
Sous-total	4 059	273 889	102 000	379 948	4 773	182 622	73 350	260 745
Dettes de crédit-bail
. Taux fixe		75 150		75 150		128 306		128 306
. Taux variable		182 771		182 771		173 727		173 727
Sous-total		257 921	0	257 921	0	302 033	0	302 033
Total des dettes financières	4 059	531 810	102 000	637 869	4 773	484 655	73 350	562 778

Au 31 décembre 2010, l'endettement du Groupe s'élevait à 637,9 millions d'euros.

Pour les filiales, dans le cas où les financements par emprunt ou par crédit-bail ne sont pas à taux fixe, la variation des taux d'intérêt sur le financement est répercutée aux clients quand les dispositions des contrats le permettent (cas de CTBR-1 et CTM). Lorsque selon ces dispositions, la variation des taux n'est pas répercutable, la société porteuse du contrat de financement a mis en place des opérations de couverture adaptée : souscription d'un « tunnel » (achat cap et vente floor) ou mise en place de swaps de taux variable contre taux fixe pour la majorité des autres unités.

4.4.2.1 Dette Corporate

Les lignes de financement mises en place dans le cadre du refinancement cité supra étaient au 31 décembre 2010 utilisées à hauteur de 67,5 M€ et ont fait l'objet de swaps (échange de taux variables contre taux fixes) à hauteur de 47,5 M€.

Par ailleurs, les lignes revolving étaient au 31 décembre 2010 tirées intégralement (35,0 M€).

4.4.2.2 Autres dettes financières

L'endettement net du Groupe s'analyse comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Emprunts et dettes financières :
. Taux fixes	75 408	131 802
. Taux variables	562 461	430 976
Sous-total	637 869	562 778
Trésorerie et équivalents de trésorerie :
. Banque	25 550	11 408
. Placement des avances des crédits bailleurs
. Titres de placement	81 067	91 444
Sous-total	106 617	102 852
Comptes courants des entités consolidées par mise en équivalence
Endettement financier net	531 252	459 926

L'endettement financier net ressort à 531,3 millions d'euros au 31 décembre 2010 contre 459,9 millions d'euros au 31 décembre 2009.

4.4.2.3 Sensibilité des actifs et passifs financiers aux variations de taux d'intérêt

Cette sensibilité « S » ressort du tableau ci-dessous qui retrace au 31 décembre 2010 sur les plages d'échéance inférieure à un an, un an à cinq ans et au-delà de cinq ans, l'encours de la dette et des actifs financiers avant et après prise en compte des instruments de hors bilan.

En millions d'euros	JJ à 1 an	1 an à 5 ans	Au-delà
Passifs financiers	-528,0	-41,0	-68,8
Actifs financiers	81,1	0,0	23,7
Position nette avant gestion	-446,9	-41,0	-45,1
Hors bilan	267, 0	0,0	0,0
Position nette après gestion	-179,9	-41,0	-45,1

Ce tableau a été établi conformément à la recommandation de l'AMF. Ainsi, tous les actifs et les dettes à taux variable figurent dans la colonne à moins d'un an alors que leurs échéances réelles de remboursement sont plus lointaines.

S= Position nette à renouveler après gestion	X 1 % de variation du taux court terme	X durée moyenne (un an) restant à courir d'ici à la fin du prochain exercice	= impact
-179,9	1,0 %	1,0	-1,8

Ainsi, après prise en compte de l'effet des couvertures de taux, l'impact financier d'une hausse de 1% des taux d'intérêt serait de 1,8 millions d'euros. Le rapport entre ce montant et le montant total des frais financiers acquittés l'année écoulée (18,3 milliers euros) est de 9,8 % et indique l'impact relatif de l'évolution des taux

sur les actifs et passifs financiers à taux fixes dont l'échéance est à moins d'un an,
sur les actifs et passifs financiers à taux variables.

L'augmentation des charges est par ailleurs répercutée pour partie aux clients tel que cela est prévu dans les contrats de vente d'électricité pour le secteur Thermique.

Après prise en compte des instruments de couverture de taux et des éléments contractuels de l'activité Thermique, l'exposition du Groupe au risque de taux porte sur 115 M€ au niveau Groupe, dont 20 concernaient la dette corporate, 30 M€ sur les dettes projets relatives aux activités Thermiques, 63 M€ les dettes projets relatives aux activités solaires et enfin 2 M€ sur les dettes projets relatives aux activités éoliennes.

Effet des variations de taux sur les capitaux propres :

Une variation à la hausse ou à la baisse de 50 bp des taux d'intérêts aurait respectivement un effet avant impôt sur les capitaux propres de +7.5 M€ et de -7.9 M€. Cet effet est lié à la variation des justes valeurs des instruments de couverture de flux de trésorerie.

4.4.3 Risques de change

Les opérations du Groupe sont réalisées principalement en euros, à l'exception :

des achats de charbon libellés en dollars US, sachant que pour la majorité des achats de charbon la couverture de change est réalisée par le trader qui facture le Groupe en euros au moment de la commande. D'autre part, les ventes aux clients comportent une indexation sur le prix unitaire forfaitaire en monnaie locale des achats de charbon.
de l'activité des sociétés dans lesquelles Séchilienne-Sidec détient des participations minoritaires à l'île Maurice et dont les comptes sont établis en roupies mauriciennes.

Le risque de change lié aux filiales mauriciennes résulte principalement :

de l'impact de la variation de change sur la valeur globale de la mise en équivalence (comptabilisé directement en capitaux propres),
de la revalorisation des dettes financières, libellées dans certains cas en euros,
de l'investissement du Groupe dans les filiales, étant rappelé que l'indexation partielle des contrats de vente d'électricité sur l'euro a pour objectif de couvrir l'investissement net du Groupe dans ces entités.

Le paiement des panneaux solaires achetés à FIRST SOLAR s'effectue en euros. Le Groupe n'utilise pas d'instruments financiers de couverture de change.

Au 31 décembre 2010, les risques de change s'analysent comme suit :

	Valeur en euros des actifs en Roupies mauriciennes
En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Actifs	25 189	25 216
Passifs	-691	-545
Position nette avant gestion	24 498	24 671
Position hors bilan	0	0
Position nette après gestion	24 498	24 671

Ces positions nettes font l'objet d'une couverture d'investissement net à l'étranger tel que décrit en note 6 de l'annexe aux comptes consolidés insérés au paragraphe 20.1.6 du présent document de référence.

De ce fait, l'effet d'une variation de la parité EUR / MUR sur les capitaux propres n'aurait pas d'effet significatif. A titre d'exemple, le taux de change est passé de 0.02282 EUR / MUR au 31 décembre 2009 à 0.02463 EUR / MUR au 31 décembre 2010 soit une hausse de 8% et n'a généré qu'un impact de -0.6M€ sur les capitaux propres soit 0.2% du montant des capitaux propres.

4.4.4 Risques sur actions

Le risque est limité du fait de la nature des placements de trésorerie (SICAV monétaires bénéficiant de bonnes notations et souscrites auprès d'établissements reconnus). Le portefeuille d'actions propres qui représentait 27 888 actions SECHILIENNE-SIDEC détenues par la CICM au 31 décembre 2009 pour une valeur comptable de 599 K€, a été entièrement vendu par la CICM en 2010.

4.4.5 Risques de contrepartie

Comme indiqué au paragraphe 4.3.2.2 ci-dessus, compte tenu de la qualité des signataires des contrats, notamment des acheteurs de l'électricité des filiales, le risque de contrepartie lié aux comptes clients est non significatif. Le Groupe n'a par ailleurs pas de dépendance spécifique à l'égard de ses fournisseurs.

S'agissant des placements et des emprunts, le Groupe ne traite qu'avec des Etablissements financiers de premier rang.

4.4.6 Risques liés à l'importance des engagements hors bilan

Le Groupe a contracté des engagements hors bilan dans le cadre de ses opérations courantes. Ces engagements sont généralement :

des clauses de recours à l'égard du Groupe pour le paiement des obligations découlant des contrats de crédit-bail conclus par les sociétés de projet, pendant les phases de construction des unités de production,
des garanties de bonne fin,
des obligations d'acquérir des unités de production et des équipements,
des obligations d'acheter des actions de sociétés de projet.

La survenance d'évènements imposant au Groupe d'honorer ces engagements pourrait avoir, concernant certains d'entre eux, un effet défavorable sur les résultats opérationnels et la situation financière du Groupe.

En 2011 cependant le principal risque lié aux engagements d'achat a disparu. Il tenait à l'obligation d'achat à FIRST SOLAR de panneaux photovoltaïques dans le cadre d'un contrat d'approvisionnement pluriannuel. Des avenants conclus en début d'année 2011 ont ramené ces obligations d'achat aux 10,85 MW, déjà achetés, nécessités en 2011 par l'achèvement de la construction d'une ferme photovoltaïque et la construction de deux autres fermes photovoltaïques utilisant des modules FIRST SOLAR dans les DOM, et ce sans contrepartie financière. Il n'y a donc désormais plus d'obligation d'achat liée à ce contrat. Celui-ci continue néanmoins à donner un accès direct aux modules FIRST SOLAR pour le Groupe en tant que de besoin.

Ces informations sont détaillées dans la note 32 de l'annexe aux comptes consolidés de la Société, figurant au paragraphe 20.1.3 du présent document de référence.

Tableau de nantissement des titres des filiales

Société	Type de nantissements	Date de départ du nantissement	Date de d'échéance du nantissement	Montant d'actif nanti	Total du poste de bilan dans les comptes sociaux	% correspondant	Nombre d'actions nanties	% du capital nanti
CTBV	nantissement d'actions	01/06/1998	31/12/2012	5 392 972	5 392 972	100%	14 054 134	100%
CTSAV	nantissement d'actions	09/11/2005	31/12/2022	4 868 018	4 868 018	100%	1 902 500	100%
CTDS	nantissement d'actions	15/04/2004	31/12/2020	1 885 803	1 885 803	100%	637 500	100%
CTBR	nantissement d'actions	14/02/2008	17/02/2015	63 365 941	63 365 941	100%	1 234 982	100%
CTG	nantissement d'actions	14/02/2008	17/02/2015	8 416 429	28 054 763	30%	199 800	30%
PDF	nantissement d'actions	27/04/2010	30/04/2026	40 000	40 000	100%	4 000	100%
QEG	nantissement d'actions	18/12/2009	26/12/2026	40 000	40 000	100%	4 000	100%
QEL	nantissement d'actions	22/04/2010	31/12/2025	32 000	32 000	100%	3 200	80%
QEM	nantissement d'actions	17/12/2010	30/11/2029	215 855	215 855	100%	3 320	100%
Autres sociétés					90 837 182
TOTAL				84 257 018	194 732 534	43%

L'ensemble des créances futures sur EDF, Endesa (Espagne) et GSE (Italie) sont données en sûreté à hauteur de 533 M€, montant correspondant au capital restant dû au 31/12/2010 des dettes liées sur projets en exploitation ou en construction bénéficiant d'un financement bancaire. L'échéance la plus lointaine de ces dettes est juin 2030.

Certains équipements du Groupe sont également nantis.

Pour ce qui concerne les activités thermiques et éoliennes, seule la turbine de CCG est nantie pour un montant de 11,4 millions d'euros au 31 décembre 2010. Les autres unités de production dans ces secteurs d'activité ne font l'objet d'aucun nantissement.

S'agissant des fermes photovoltaïques elles sont toutes, en phase d'exploitation, financées par la mise en place d'une dette dite « sans recours » (c'est à dire un financement réalisé via un prêt souscrit par une société ad hoc et détenant pour seul actif un projet considéré, sans que les actionnaires fournissent, en phase d'exploitation, de garanties financières ou d'engagements d'apport de fonds propres complémentaires au titre desquels ils pourraient être appelés par le prêteur en cas de défaut de la société portant le projet) consentie par des pool bancaires. Les sociétés de projet, filiales du Groupe, portent chacune soit un projet spécifique dans le cas des fermes « plain champ », soit une catégorie homogène d'actifs s'agissant des centrales en toitures.

Dans ce cadre, les prêteurs bénéficient d'un schéma étendu de sûretés qui se limite néanmoins aux actifs du projet lui-même ou à la société qui le porte et ce afin de respecter le caractère « sans recours » de la dette. Ce schéma de sûretés inclut usuellement et principalement : (i) des cessions Dailly (nantissement des créances professionnelles) portant notamment sur le contrat d'achat EDF, (ii) des hypothèques sur le terrain ou le cas échéant un nantissement du droit au bail sur les toitures, (iii)

un gage sur les équipements qui constituent l'actif, (iv) des délégations portant sur les polices d'assurance, (v) un nantissement sur les actions de la société détenant l'actif projet.

Enfin, pour les fermes solaires situées dans les territoires d'outre-mer et auxquelles s'appliquent les mesures de défiscalisation édictées à l'article 199 undecies B du Code Général des impôts, la propriété des équipements constituant l'actif du projet lui même est transférée à une SAS ou à une SNC « fiscale » pour une durée de cinq années afin de pouvoir bénéficier de ce régime.

Au 31 décembre 2010 les actifs photovoltaïques consolidés du Groupe, en exploitation et en cours de construction, s'élevaient à 199 millions d'euros.

4.5 ASSURANCES

4.5.1 Politique d'assurance

Le Groupe a contracté des garanties d'assurance couvrant les risques des diverses entités qui le composent, auprès de compagnies notoirement connues, comprenant :

des polices « Construction » mises en place pour la réalisation des nouveaux investissements,

des polices « Dommages » dont les plus importantes sont de type « tout risque sauf » et « Dommages et Pertes d'Exploitation consécutives après évènements dénommés »,

des polices « Responsabilité Civile », générale et professionnelle, « Responsabilité Civile atteinte à l'Environnement » et « Responsabilité Civile mandataires sociaux »,

des assurances automobiles et individuelles accident.

Cependant, le Groupe ne peut pas garantir que ces polices sont ou seront suffisantes pour couvrir les pertes qui résulteraient d'un arrêt majeur d'exploitation des centrales, pour réparer ou remplacer les sites endommagés ou pour indemniser des conséquences de toute action susceptible d'être initiée par un tiers.

La situation financière et les résultats d'exploitation du Groupe pourraient être significativement affectés s'il devait subir un grave sinistre non assuré ou insuffisamment assuré, ou excédant notablement les plafonds de garantie institués par les compagnies d'assurances, ou s'il pâtissait d'un retard dans le remboursement des indemnités d'assurance.

En outre, les polices d'assurances du Groupe sont révisables annuellement par ses assureurs. Il ne peut garantir que le niveau des primes n'augmentera pas ou que les tarifs d'assurance ne deviendront pas volatils.

Pour les centrales thermiques, toute augmentation des primes pourrait avoir un impact défavorable sur les marges bénéficiaires dans la mesure où la prime fixe incorporée dans la tarification des contrats d'achat d'électricité n'a pas pris ces coûts supplémentaires en compte.

Pour les installations éoliennes et photovoltaïques, toute hausse significative des coûts d'assurance pourrait avoir un effet défavorable sur les résultats d'exploitation des sociétés qui les portent, car les contrats conclus dans le cadre de l'obligation d'achat imposée au réseau ne prévoient aucune évolution de prix liée à une variation de coût autre que l'inflation.

Le montant total des primes versées par le Groupe au titre de ses différentes polices d'assurance s'est élevé à 3,4 millions d'euros en 2010, comme en 2009.

4.5.2 Résumé des polices couvrant les sociétés du Groupe en 2010

4.5.2.1 Couverture construction
(i) Domaine solaire

Pendant leur construction, les fermes photovoltaïques de Pierrelatte (entrée en service en juin 2010), Fabrègues (entrée en service en novembre 2010) et Lassalle (entrée en service en décembre 2010) ont été couvertes à hauteur de 54 995 000 euros.

La ferme photovoltaïque de Kourou (dont une partie représentant 1,8 MW a été mise en service en décembre 2010) est couverte à hauteur de 56 780 000 euros.

Les installations photovoltaïques sur toitures sont couvertes à hauteur de 16 442 950 euros (Polices Axa et Prudence Créole).

(ii) Domaine éolien

Au cours de l'exercice 2010, les constructions ont été couvertes à hauteur de 16 707 950 euros (dommages matériels) pour les parcs de Porte de France (mis en service en 2010) et HENINEL (dont la mise en service interviendra en 2011).

(iii) Domaine thermique

Le projet de Caraïbe Energie est couvert par une assurance TRC « Construction ».

4.5.2.2 Couverture dommages et perte d'exploitation

(i) Domaine thermique

Pour l'année 2010, les Compagnies Thermiques de Bois-Rouge, du Gol et du Moule ainsi que la Compagnie de Cogénération du Galion ont été couvertes par une police dommages (dite « Tous Dommages Sauf ») et pertes d'exploitation, souscrite auprès de GAN Eurocourtage.

En dommages directs, les capitaux suivants ont été assurés :

mobilier et Immobilier : 723 555 134 euros
frais et Pertes : 10 000 000 euros
recours des voisins/tiers : 20 000 000 euros
garantie Automatique : 7 800 000 euros

En pertes d'exploitation, la couverture a porté sur 149 921 459 euros.

Les compagnies thermiques sont, dans le cadre de cette police, couvertes à hauteur des capitaux assurés avec une limite contractuelle d'indemnité par sinistre de 150 000 000 euros, dommages et pertes d'exploitation cumulés, pour les évènements suivants : incendie, explosion, foudre, dommages aux appareils électriques et électroniques, chutes d'aéronefs, choc de véhicule terrestre, dégâts des eaux, grêle, poids de la neige, attentats, fumées et catastrophes naturelles.

Pour les autres évènements, les sous-limites (dommages directs et pertes d'exploitation) suivantes s'appliquent :

Tempêtes/ouragans/cyclones non classés en Catastrophe Naturelle :

Guadeloupe : 75 000 000 euros
Martinique : 75 000 000 euros
Réunion : 150 000 000 euros
Bris de machine : 42 000 000 euros.
Autres évènements : 55 000 000 euros

Franchise par sinistre :

Dommage direct : 10 % des dommages (sauf Tempête, Ouragan, Cyclone) avec un minimum de 1 000 000 euros pour CTG, 800 000 euros pour CTBR, 800 000 euros pour CTM et 400 000 euros pour CCG,
Pertes d'exploitation : 45 fois le montant journalier de la marge brute avec un minimum de 500 000 euros.

En outre, dans les cas des centrales de la Compagnie Thermique de Bois-Rouge et de la Compagnie Thermique du GOL à la Réunion, en raison du nombre des installations sur le site, une couverture supplémentaire de 200 000 000 euros a été souscrite auprès de ACE EUROPE pour couvrir les dommages et pertes d'exploitation en excédent de 150 000 000 euros.

(ii) Domaine solaire

Les sociétés photovoltaïques ont été couvertes, à hauteur de :

Dommages directs : 36 312 621 euros (police Axa),
Perte d'exploitation : 4 319 419 euros (police Axa).
- (iii) Domaine éolien

Les éoliennes de Vanault le Châtel, Bambesch, Niedervisse, Clamanges/Villeseneux et Porte de France ont été couvertes, à hauteur de :

Dommages directs : 51 283 000 euros,
Perte d'exploitation : 9 412 000 euros.

4.5.2.3 Responsabilité civile exploitation

Une police Responsabilité Civile Exploitation a été souscrite auprès de Chartis Europe pour Séchilienne-Sidec et les filiales dont le Groupe détient au moins 50 % du capital et des droits de vote.

Le montant de la garantie RC exploitation s'élève pour les Dommages Matériels et Immatériels à 35 000 000 euros (par sinistre ou par année d'exploitation) dont 3 000 000 euros pour la faute inexcusable de l'employeur et 6 000 000 euros pour les dommages immatériels non consécutifs. Le montant de la garantie RC professionnelle après livraison s'élève, tous dommages confondus, à 6 000 000 euros.

Les franchises sont de 15 000 euros par sinistre (sauf corporel) pour la RC exploitation et de 45 000 euros par sinistre pour la RC professionnelle.

4.5.2.4 Responsabilité civile atteinte à l'environnement

Séchilienne-Sidec, CTBR, CTM, CTG et CCG ont été couvertes auprès de AGF courtage globale par une police responsabilité civile spécifique atteinte à l'environnement dont les caractéristiques sont les suivantes :

RC exploitation « atteintes à l'environnement » : 10 000 000 euros (par sinistre ou par année d'assurance par centrale),

Les franchises sont de 30 000 euros.

4.5.2.5 Responsabilité civile mandataire sociaux

Les dirigeants de Séchilienne-Sidec et de ses filiales ont été couverts par une police « responsabilité civile mandataire sociaux » souscrite auprès de AIG Europe pour un montant de 15 000 000 euros (par période d'assurance).

4.5.2.6 Multirisques bureaux

Les bureaux de Séchilienne-Sidec ont été couverts auprès de GAN Eurocourtage par une police multirisque, à hauteur de 84 000 euros en cas d'incendie ou de dégâts des eaux.

4.5.3 Description des sinistres

Il n'y a pas eu en 2010 de sinistre significatif et aucune déclaration de sinistre n'a été faite auprès des Assureurs. La Société a mis en œuvre les polices d'assurance concernées et n'a pas connaissance d'éléments qui pourraient empêcher leur application.

4.6 RISQUES LIES A LA SITUATION DE FINANCIERE HELIOS

Il est rappelé que le Tribunal de commerce de Paris avait ouvert, le 11 mars 2009, une procédure de sauvegarde à l'égard de Financière Helios, actionnaire de référence de Séchilienne-Sidec, à la demande de Financière Helios, et arrêté, le 30 septembre 2009, le plan de sauvegarde présenté par cette dernière.

Différents recours avaient été formés par les banques prêteuses de Financière Helios à l'encontre de ces décisions prononcées par le Tribunal de Commerce de Paris.

Dans ce contexte, Financière Helios et ses banques prêteuses ont entamé des discussions qui ont abouti à un accord le 5 mai 2010 (le « Protocole d'Accord »), aux termes duquel les parties sont convenues d'une réduction de la dette de Financière Helios d'un montant en principal de 45 millions d'euros effectuée dans les conditions suivantes :

la Société a cédé, le 18 juin 2010, au prix unitaire de 22,70 €, 1.110.133 actions Séchilienne-Sidec à Apax France VI et 431.718 actions Séchilienne-Sidec à Altamir Amboise pour un montant global de 35.000.017,70 €, laquelle somme a été affectée, le 18 juin 2010, à la réduction de l'encours de crédit de la Société vis-à-vis de ses banques prêteuses au titre du contrat de crédit conclu avec Société Générale et Natixis le 16 juillet 2008 (le « Contrat de Crédit »).
la Société a également procédé, le 18 juin 2010, au remboursement anticipé du crédit à hauteur d'environ 10.000.000 € par imputation de sommes disponibles sur le compte gage-espèces de Financière Helios ouvert dans les livres de Natixis.

L'intégralité du montant du crédit mis à la disposition de Financière Helios au titre du Contrat de Crédit est remboursable en une fois à la date finale de remboursement (soit le 10 juillet 2012).

CHAPITRE 5 : INFORMATIONS CONCERNANT LA SOCIÉTÉ

5.1 HISTOIRE ET ÉVOLUTION DE LA SOCIÉTÉ

5.1.1 Fiche d'identité de la société

(i) Dénomination sociale

La Société tête du Groupe est une société anonyme qui a pour dénomination sociale « SECHILIENNE-SIDEC, Société Industrielle pour le Développement de l'Energie et de la Cogénération ».

(ii) Registre du commerce et des sociétés, code APE, code SIRET

La Société est immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Nanterre sous le numéro 775 667 538. Son code APE est 7010 Z. Son code SIRET est 775 667 538 00208.

(iii) Date de constitution et durée de la Société

La Société a été constituée sous sa dénomination actuelle de SECHILIENNE-SIDEC dans le cadre d'une fusion prenant effet au 1er janvier 2001 pour une durée plusieurs fois prorogée et dont l'échéance a été fixée en dernier lieu par l'Assemblée Générale mixte du 16 juin 2009 au 31 décembre 2099.

(iv) Siège social, forme juridique de la Société et législation régissant ses activités

Au 31 décembre 2010, le siège social de SECHILIENNE-SIDEC est situé au 22 place des Vosges – Immeuble Le MONGE - La Défense 5 - 92400 COURBEVOIE (téléphone : +33 (0) 1 41 16 82 00). SECHILIENNE-SIDEC est une société anonyme de droit français, à Conseil d'Administration, régie notamment par les dispositions du Code de Commerce.

L'exercice social de la Société est du 1er janvier au 31 décembre.

5.1.2 Historique : Les événements importants dans le développement des activités de la Société

La Société sous sa dénomination actuelle est née de la fusion réalisée en 2001 de la société SECHILIENNE, filiale créée en 1897 de L'AIR LIQUIDE, et de la société SIDEC, issue du Groupe CHARBONNAGES DE FRANCE.

La société SIDEC, société industrielle pour le développement de l'énergie charbon et de la cogénération, avait été créée en 1982 par Charbonnages de France à l'initiative des Pouvoirs Publics, dans le contexte économique né des « chocs pétroliers », pour aider les industriels de toutes les branches à réduire le plus possible la part des hydrocarbures dans leurs sources d'énergie, et bénéficier d'installations de production d'énergie techniquement optimisées.

Les évènements les plus importants de la période 1982-2009 sont retracés ci-dessous :

1982 -1989 : Spécialiste de la Cogénération (Groupe Charbonnage de France)

Construction d'installations de cogénération (production d'électricité et de chaleur), exploitées par la Société sur une trentaine de sites industriels appartenant à des clients relevant de branches très variées (agro-alimentaire, chimie, construction automobile, pneumatiques, papeterie, etc.).

1989-2003 : Développement de la Société

(i) Evènement capitalistique
Entrée de LA SECHILIENNE (Groupe Air Liquide) au capital de SIDEC en 1995, puis rachat progressif de SIDEC par la SECHILIENNE, groupe AIR LIQUIDE, jusqu'à la fusion en 2001 des sociétés SECHILIENNE et SIDEC pour donner naissance à SECHILIENNE-SIDEC.

(ii) Centrales bagasse/charbon

Mise en service en 1992 de la première centrale de cogénération à combustible mixte bagasse/charbon de Bois-Rouge CTBR-1 à la Réunion (62 MW bruts), à la suite d'une étude menée à partir de 1989 à la demande d'une des sucreries de l'île sur les possibilités d'amélioration de son approvisionnement en énergie, suivie de la conception et de la réalisation de la centrale.
Mise en service en 1995, 1998 et 2000 des trois centrales de cogénération bagasse/charbon CTG-A (Réunion, 64 MW bruts), CTM (Guadeloupe, 64 MW bruts), et CTBV (Ile Maurice, 70 MW bruts, dont la maîtrise d'ouvrage avait été confiée à la société).
- (iii) Divers
Mise en service en 2001 d'une turbine à combustion au gaz (Rouen, 110 MW), qui a fait ultérieurement l'objet d'une cession (en 2002).

2004 à 2008 : Entrée dans l'Eolien et le Photovoltaïque

(i) Evènement capitalistique
Cession en 2005 par la société L'AIR LIQUIDE de sa participation dans SECHILIENNE-SIDEC, et entrée au capital, à cette occasion, de FINANCIERE HELIOS (contrôlée par les fonds gérés par Apax Partners SA et Altamir Amboise) comme actionnaire principal.
- (ii) Centrales bagasse/charbon, charbon, fioul domestique
Mise en service en 2004, 2006 et 2007 des trois centrales de cogénération bagasse/charbon CTBR-2 (Réunion, 46 MW bruts), CTG-B (Réunion, 58 MW bruts) et SAVANNAH (Ile Maurice, 2 tranches de 45 MW bruts chacune) dont la maitrise d'ouvrage avait été confiée à la Société,
Mise en service en 2005 d'une centrale de cogénération thermique à charbon CTDS (Ile Maurice, 35 MW bruts) dont la maîtrise d'ouvrage avait été confiée à la Société,
Mise en service en 2007 de la Turbine à combustion au fioul domestique du GALION (Martinique, 40 MW bruts).
Démarrage en 2008 de l'investissement de la centrale de CARAIBES ENERGIES à la Guadeloupe (38 MW bruts) avec un objectif de raccordement au réseau fin 2010.
Autorisation d'exploiter au titre de la loi du 10 février 2000 accordée en octobre 2008 pour une centrale bagasse charbon d'une puissance de 37,5 MW au Galion (Martinique).

(iii) Centrales Eoliennes

Mise en service en 2004 du parc éolien de la Haute-Lys (Nord-Pas-de-Calais, 37,5 MW, dont la maîtrise d'ouvrage avait été confiée à la société), qui a fait ultérieurement l'objet d'une cession (en 2007).
Mise en service en 2007 des deux parcs éoliens de Vanault-le-Châtel (Champagne-Ardenne, 8,5 MW) et de Bambesch (Lorraine, 12 MW),
Mise en service en 2008 des deux parcs éoliens de Niedervisse (Lorraine, 12 MW) et de Clamanges et Villeseneux (Champagne-Ardenne, 10 MW).

(iv) Parcs photovoltaïques

Mise en service fin décembre 2006 d'une installation photovoltaïque (La Réunion, 1 MW),
Mise en service en 2007 dans les DOM d'équipements de production d'électricité photovoltaïque totalisant 1 MW,
Sécurisation de l'approvisionnement en panneaux solaires par la conclusion en 2007 avec le fabricant FIRST SOLAR d'un contrat garantissant la fourniture de panneaux totalisant 150 MW sur la période 2007-2012,
Mise en service en 2008 d'installations photovoltaïques totalisant une puissance de 5,9 MW (dont 2,4 MW dans l'Océan Indien, 1,2 MW dans les Antilles et 2,4 MW en Espagne).

(v) Divers

Expiration le 30 septembre 2007 du dernier des contrats d'exploitation des installations de cogénération construites par SIDEC lors de ses années initiales de fonctionnement (contrat avec RHODIA concernant l'installation de Péage de Roussillon).

Année 2009

Autorisation d'exploiter au titre de la loi du 10 février 2000 accordée pour une centrale bagasse/charbon d'une puissance de 15 MW à Marie-Galante (archipel de la Guadeloupe).
Mise en service de nouvelles installations photovoltaïques totalisant une puissance de 11 MW portant la puissance photovoltaïque en exploitation après raccordement à 19 MW.
Validation par la Commission de Régulation de l'Energie d'avenants aux contrats d'achat avec EDF de l'électricité des centrales thermiques CTBR, CTG et CTM, assurant la refacturation à EDF de l'essentiel des surcoûts engendrés par la très forte réduction des quotas de gaz à effet de serre alloués aux producteurs d'électricité, à l'exclusion d'une franchise restant à la charge des centrales (voir paragraphe 8.2 du présent document de référence).
Renégociation du contrat de fourniture de panneaux solaires avec FIRST SOLAR, aboutissant à une diminution sensible des prix fixes annuels d'achat pour 2009-2012 et à une plus grande souplesse sur les quantités achetées.
Mouvements sociaux (surtout en Guadeloupe) et dysfonctionnements techniques dans plusieurs centrales thermiques.
Négociations avec EDF et la CRE ayant abouti à des accords pour la refacturation intégrale de taxes d'octroi de mer à EDF.
Lancement de la construction de la ferme photovoltaïque de Pierrelatte (Drôme) pour 7 MW.
Poursuite des travaux de la centrale thermique de Caraïbes Energie en ligne avec le planning.

Année 2010

Autorisation d'exploiter au titre de la loi du 10 février 2000 obtenue en janvier 2010 pour le projet Saint-André Energie (centrale de 40 MW bagasse-autres biomasses-charbon sur l'île de la Réunion.
Réalisation essentiellement au cours du premier semestre de la première tranche d'un programme d'investissements d'entretien-modernisation-prévention des incidents, sur les centrales thermiques affectées par des dysfonctionnements techniques en 2009.
Mise en service de nouvelles installations photovoltaïques totalisant une puissance de 23,9 MW, et portant la puissance photovoltaïque en exploitation après raccordement à 42,9 MW au 31 décembre 2010.
Lancement de la construction de la ferme photovoltaïque de KOUROU en Guyane (12 MW) dont une partie (1,8 MW) a été mise en service en décembre 2010, et dont 10,2 MW seront mis en service au premier trimestre 2011.
Mise en service de nouvelles installations éoliennes (parc de la Porte de France, de 8 MW en Lorraine) portant la puissance éolienne en exploitation à 50,5 MW au 31 décembre 2010.
Lancement de la construction du parc éolien d'HENINEL (6 MW dans le Nord-Pas de Calais) pour mise en service en 2011.
Premier couplage sur le réseau de la centrale thermique Caraïbes Energie le 11 décembre 2010 à la Guadeloupe.

Premier trimestre 2011

Obtention par la Compagnie thermique du GOL de la certification AFNOR sur les normes 150 9001, 150 14001 et ILO-QSH 2001.
Conclusion d'un avenant au contrat avec FIRST SOLAR, ramenant l'obligation d'achat du Groupe à 10,85 MW déjà achetés, pour les besoins de construction et achèvement de construction en 2011 de trois fermes photovoltaïques dans les DOM.
Mise en service industriel de la centrale thermique de CARAÏBES ENERGIE (38 MW en Guadeloupe) le 8 mars 2011.
Mise en service après raccordement de 10,2 MW photovoltaïques à KOUROU (Guyane), et de 3,2 MW photovoltaïques sur les 6,9 MW qui étaient achevés et en attente de raccordement en fin 2010.
Lancement de la construction, pour mise en service en 2011, des centrales photovoltaïques de Matoury (4 MW) en Guyane et de Bethléem (5,3 MW) à la Réunion.
Mouvements sociaux et de « grève perlée » à l'appui de revendications portant sur l'application de certaines dispositions du statut du personnel des industries électriques et gazières, formulées auprès tant d'EDF que du Groupe.

5.2 INVESTISSEMENTS

5.2.1 Principaux investissements réalisés ou en cours de construction

Dans le cadre de la mise en œuvre de son modèle économique, le Groupe procède quasi systématiquement pour réaliser ses investissements à la création de sociétés de projet recourant à des dispositifs de financement de projets sans recours ou à recours limité aux actionnaires, comme décrit en section 4.4.6.

Les principaux investissements réalisés par le Groupe au cours des exercices 2006 à 2010 ont concerné l'acquisition d'immobilisations corporelles et ont porté sur les montants suivants :

2006 : 80,9 millions d'euros
2007 : 78,3 millions d'euros
2008 : 115,2 millions d'euros
2009 : 75,8 millions d'euros
2010 : 125,8 millions d'euros

Ces investissements ont essentiellement concerné les projets suivants :

en 2006, la centrale CTG-B (48,0 millions d'euros) ; la turbine à combustion du Galion (16,0 millions d'euros) ; les Eoliennes de Marne et Moselle (9,0 millions d'euros),
en 2007, le développement photovoltaïque à La Réunion via SCE Société de Conversion d'Energie et Plexus-Sol (25,4 millions d'euros) et dans la zone Caraïbes via QEA et QEH (14,7 millions d'euros) ; les Eoliennes de Marne et Moselle (13,0 millions d'euros) ; la turbine à combustion du Galion (8,0 millions d'euros) ; la centrale thermique de Caraïbes Énergie (1,0 millions d'euros) ; les paiements résiduels sur l'installation CTG-B (12 millions d'euros) ;
en 2008, le développement photovoltaïque via SCE Société de Conversion d'Energie, Plexus Sol, SCEM, QEA, QEH, Power Alliance et les sociétés espagnoles Sun Developpers (75,2 millions d'euros) ; une partie de la réalisation de la centrale thermique de Caraïbes Energie (26,2 millions d'euros réalisés en 2008) ; les chantiers des parcs des sociétés Eoliennes de Marne et Moselle et de Clamanges et Villeseneux (13,8 millions d'euros).
en 2009, les investissements ont concerné pour l'essentiel les centrales en cours de construction, à savoir principalement Caraïbes Energie pour 27,8 millions d'euros dans le secteur Thermique, Pierrelatte et de nombreuses autres installations dans le secteur photovoltaïque pour le solde.
en 2010, ont été concernés principalement Caraïbes Energie pour 54 millions d'euros dans le secteur Thermique, des installations photovoltaïques (Pierrelatte, Fabrègues, Lassalle, Kourou) pour 60 millions d'euros et des parcs éoliens (Porte de France, Heninel) pour 11,8 millions d'euros.
Sur 2011, les principaux investissements réalisés à la date d'établissement du présent document de référence concernent la construction de la centrale de Caraïbes Energie en Guadeloupe (38MW), ainsi que les fermes solaires plain-champ de Kourou et Matoury en Guyane (respectivement 12 et 4 MW), ainsi que Bethléem à la Réunion (5.4 MW) et la ferme éolienne de Crêtes d'Héninel (6MW) en métropole. Le montant des investissements réalisés au 31 mars 2011s'élève à 51,6 millions d'euros.

5.2.2 Principaux investissements envisagés

Les principaux investissements envisagés sont décrits au paragraphe 9.5 du présent document de référence. Les perspectives d'avenir de la Société sont décrites à la section 6.4 du présent document de référence.

CHAPITRE 6 : APERÇU DES ACTIVITÉS

Le Groupe SECHILIENNE-SIDEC est un spécialiste, depuis 25 ans, de la production d'énergie en centrales thermiques de moyenne puissance et de toutes énergies renouvelables.

Sa technicité et la qualité de ses équipes d'ingénieurs et de son expertise financière lui permettent de maîtriser toutes les étapes du cycle de vie des centrales : la conception, le financement, la construction et l'exploitation, partout dans le monde et notamment, dans des environnements difficiles (isolement géographique, contraintes climatiques, problèmes de logistique d'acheminement des matériels et combustibles, faiblesse du tissu industriel local…).

Cette aptitude à intervenir tout au long du cycle de vie des centrales est un élément essentiel de détention d'un savoir faire unique pour la réalisation d'opérations complexes.

L'outil industriel

Ce tableau inclut les centrales mauriciennes (195 MW au 31/12/2010) dont les sociétés exploitantes sont comptablement mises en équivalence.

Puissance installée en MW	31/12/2008	31/12/2009	31/12/2010
Centrales thermiques	529,0	529,0	529,0
Centrales solaires	18,0 (*)	29,9 (**)	49,8 (***)
Centrales éoliennes	42,5	42,5	50,5
Total installé	589,5	601,4
(*) dont 8 MW en exploitation et 10,0 MW achevées en attente de raccordement
(**) dont 19 MW en exploitation et 10,9 MW achevées en attente de raccordement
(***) dont 42,9 MW en exploitation et 6,9 MW achevées en attente de raccordement

La production globale d'électricité

Ce tableau inclut les productions des centrales mauriciennes (pour 995 GWh en 2010).

Puissance en GWh	2008	2009	2010
Centrales thermiques	3 052,8	2 773,6	2 991,9 (*)
Centrales solaires	5,6	17,9	36,8
Centrales éoliennes	54,1	72,2	68,7
Total	3 112,5	2 863,7	3 097,4
(*) hors production d'essai de Caraïbes Energie

La production d'énergie du Groupe est pour la quasi-totalité vendue aux gestionnaires des réseaux des régions dans lesquelles il est implanté (EDF en France métropolitaine et dans les départements d'Outre-mer, Central Electricity Board CEB à l'île Maurice, ENDESA en Espagne, GSE en Italie). Les autres clients sont les industriels sucriers sur les sites desquels le Groupe a installé des centrales de cogénération et à qui il fournit l'énergie nécessaire sur place à leur fonctionnement.

Les modalités de tarification dans le cadre des différentes activités sont décrites au chapitre 9 du présent document de référence.

6.1 PRINCIPALES ACTIVITÉS

6.1.1 Activités dans le domaine thermique

Le Groupe a, depuis sa création, construit et exploité des unités fonctionnant au charbon (plus d'une trentaine), des unités bi-combustibles (sept centrales bagasse/charbon) et des unités fonctionnant au fioul (Turbine à combustion) et au gaz (centrale énergétique d'une importante cartonnerie).

Sa double qualité de concepteur/constructeur et d'exploitant lui a donné une compétence exceptionnelle dans l'exploitation de tous les types de centrales thermiques, dans des environnements diversifiés et complexes, avec d'excellents taux de disponibilité.

Le Groupe s'est particulièrement spécialisé dans le traitement optimal des combustibles difficiles et dans les technologies de la cogénération (production simultanée de vapeur et d'électricité) et de la bio-énergie par utilisation de combustibles renouvelables d'origine végétale biomasse.

L'utilisation de la biomasse comme combustible pour la production de courant permet de valoriser des ressources de matières organiques provenant de l'agriculture qui offrent le triple intérêt d'être disponibles localement (au lieu de devoir être importées), renouvelables (au lieu d'être sujettes à des risques d'épuisement) et dénuées d'effet nocif pour l'environnement au regard notamment des préoccupations relatives à l'effet de serre (du fait de la photosynthèse).

Sur cette base, le Groupe a choisi d'implanter et d'exploiter des centrales bi-combustibles bagasse/charbon, dans les zones de l'océan indien (la Réunion, l'île Maurice) et des Caraïbes (la Guadeloupe, la Martinique) où les sucreries de canne à sucre pouvaient fournir la biomasse dite « bagasse » issue de leur fonctionnement.

Le calendrier indicatif de développement de telles centrales est le suivant :

Phase projet 8 mois	Avant projet sommaire 5 mois Négociation avec le client 3 mois
Phase de développement 28 mois en moyenne	APD 6 mois AE 4 mois  Instruction du dossier par la DGEC et autorisation d'exploiter Raccordement 4 mois  Etude de raccordement au Contrat vente 4 mois réseau par EDF ou RTE Mise au point du contrat de vente d'énergie  Et approbation du contrat par la CRE Etude impact 4 mois  Etude d'impacts par l'ICPE Instruction PC	14 mois
	Dossier de financement	Phase de construction 24 mois en moyenne

6.1.1.1 Calendrier de développement d'une centrale thermique

APD : Avant-projet détaillé AE : Autorisation d'exploiter PC : Permis de construire

Le Groupe se donne en outre désormais pour objectif de construire et exploiter des centrales thermiques à l'étranger, dans des pays dont les niveaux d'activité et de développement économiques requièrent l'implantation de centrales de moyennes dimension, et à des conditions contractuelles sécurisantes (contrats de vente d'électricité excluant les risques « volume » et « prix », dispositifs de financement limitant les apports de fonds propres autour de 20/30 %)

(i) Le parc thermique du Groupe

Ces centrales constituent l'essentiel de son parc thermique qui au 31 décembre 2010 totalisait 529 MW et se décomposait ainsi :

4 centrales bi-combustibles bagasse/charbon d'un total de 230 MW à la Réunion,
3 centrales dont 2 bi-combustibles bagasse charbon d'un total de 195 MW à l'île Maurice,
1 centrale bi-combustibles bagasse-charbon de 64 MW à la Guadeloupe,
1 centrale au fioul de 40 MW à la Martinique.

Centrales thermiques en exploitation (capacité 529 MW)	Production (en GWh) des centrales thermiques				Consommation (en K.Tonnes) des centrales thermiques
		dont issue de Totale bagasse		Charbon		Bagasse		Fioul domestique
	2010	2009	2010	2009	2010	2009	2010	2009	2010	2009
CTBR 1 et 2	766	705	132	133	354	314	266	244
CTG A et B	817	819	137	145	340	337	275	293
CTM	336	285	60	65	153	118	167	141
CCG	78	44		-		-		-	23	12
CTBV	353	320	88	90	171	158	239	238
OTEO-St Aubin	196	177		-	114	106		0
OTEO-La Baraque	446	423	115	115	200	181	348	354
Total	2 992	2 774	532	547	1 332	1 213	1 295	1 270	2 3	1 2

(ii) La production électrique et la consommation de combustibles des centrales thermiques en exploitation du Groupe

(iii) Part de la production locale d'électricité assurée par les centrales thermiques du Groupe

	Part de la production assurée par les centrales thermiques du Groupe (*)
	En 2010	En 2009
A la Réunion	59 %	58 %
A la Guadeloupe (**)	19 %	15 %
A l'Ile Maurice	42 %	41 %

(*) Cette indication serait sans signification concernant la Martinique où la turbine à combustion du Groupe est destinée à satisfaire les seuls besoins de pointe, et à être utilisée pour pallier la défaillance d'autres unités de production alimentant le réseau.

(**) La production du Groupe a été en 2009 particulièrement faible en Guadeloupe en raison de mouvements sociaux et d'incidents techniques.

(iv) La cogénération

Le recours à la technologie de la cogénération permet de récupérer la chaleur (qui, dans les centrales classiques, est rejetée en pure perte dans l'environnement par des tours de refroidissement ou d'autres moyens) et d'optimiser le rendement énergétique, en le faisant passer d'environ 30 % - 33 % sans la cogénération à environ 70 % avec la cogénération. La production d'énergie thermique en cogénération est le métier historique du Groupe, largement mis en œuvre au début des années 1980 par la SIDEC dont il est issu.

(v) La bagasse

La bagasse est un résidu de l'activité des sucreries traitant des cannes à sucre. Elle constitue une biomasse dotée d'une puissance calorifique permettant de l'utiliser avantageusement comme combustible dans les processus industriels. Les régions retenues par le Groupe pour mettre en place ses unités de production bi-combustibles se prêtent particulièrement bien à l'emploi de cette technique en raison de la présence sur place de sucreries de cannes, générant d'importants volumes de bagasse.

Cette bagasse est disponible pendant les périodes de récolte de la canne (« campagnes sucrières ») qui durent généralement cinq mois par an à des périodes différentes de l'année selon les zones géographiques : 1er semestre dans l'hémisphère nord (zone caraïbes) et 2ème semestre dans l'hémisphère austral (zone océan indien). Parvenant à la centrale bi-combustibles par des convoyeurs reliant cette centrale à la sucrerie contigüe, la bagasse est ensuite brûlée dans des chaudières à très haute température. La vapeur ainsi produite actionne un Groupe turbo-alternateur générant de l'électricité.

Lorsqu'il n'y a pas de bagasse disponible, la chaudière est alimentée par un combustible fossile, actuellement du charbon. Les centrales bi-combustibles que le Groupe a construites peuvent fonctionner indifféremment avec les deux sources d'énergie, soit successivement soit en même temps, et basculer automatiquement d'un mode à un autre sans que la fourniture d'électricité au réseau soit perturbée. Le caractère bicombustible des centrales, et le recours par elles à un combustible fossile, en dehors des campagnes sucrières, conditionnent l'utilisation de la bagasse en la viabilisant sur le plan économique, grâce à la possibilité de faire fonctionner l'usine de production électrique à longueur d'année. Le combustible fossile utilisé est ainsi, en même temps que le complément de la bagasse, le vecteur indispensable à sa valorisation.

S'il est possible d'obtenir l'acheminement à la centrale de quantités importantes de déchets verts, ceux-ci peuvent être utilisés à due concurrence au lieu et place de combustible fossile. C'est une solution que le Groupe souhaiterait mettre en œuvre dans le cadre de son projet d'implantation d'une nouvelle centrale appelée SAINT-ANDRE ENERGIE à la REUNION.

6.1.2 Activités dans le domaine éolien

L'activité du Groupe dans ce secteur est, à ce stade, entièrement concentrée en France métropolitaine. Le Groupe a été dès 2002 un des tout premiers entrants dans le secteur de l'Eolien, lui permettant de valoriser, dans un segment émergent du marché de la production d'énergie, sa capacité à maîtriser toutes les étapes du cycle de vie des centrales : la conception, le financement, la construction et l'exploitation.

(i) Le parc éolien en exploitation du Groupe au 31 décembre 2010

Il totalisait une puissance de 50,5 MW, répartis sur cinq parcs, tous situés en France continentale : Vanault le Chatel (8,5 MW – mis en service en janvier 2007), Bambesh (12 MW – mis en service en octobre 2007), Niedervisse (12 MW – mis en service en mars 2008), Clamanges et Villeseneux (10 MW – mis en service en novembre 2008), Porte de France (8 MW, mis en service en décembre 2010). Etait par ailleurs en construction un parc de 6 MW (HENINEL dans le Nord-Pas de Calais) destiné à être mis en exploitation en 2011.

Centrales éoliennes	M W	Production en GWh
en exploitation		2010	2009
Vanault le Chatel	8,5	14,0	15,3
Bambesch	12,0	16,1	17,7
Niedervisse	12,0	18,4	19,3
Clamanges et Villeseneux	10,0	19,2	19,9
Porte de France	8,0	1,1
Total / Moyenne	50,5	68,8	72,2

(ii) La production des centrales Eoliennes du Groupe

Cette production a pâti de l'absence de vent en 2010.

6.1.3 Activités dans le domaine solaire

Le Groupe a été l'un des tout premiers entrants en France dans le secteur de l'énergie solaire en 2006.

Le Groupe a démarré cette activité en achetant deux sociétés - SCE Société de Conversion d'Énergie et Plexus-Sol - implantées à l'île de la Réunion et exploitant des équipements photovoltaïques.

Le Groupe s'est ensuite développé dans ce secteur d'abord dans les Départements d'Outre-mer (DOM) puis en Europe continentale et, en particulier, dans certaines régions de France métropolitaine offrant des conditions d'ensoleillement favorables, ainsi qu'en Espagne et en Italie.

Pour accompagner sa croissance dans ce secteur, le Groupe a sécurisé son approvisionnement en panneaux grâce à la signature en 2007 d'un contrat pluriannuel avec le fournisseur First Solar. Ce contrat a fait l'objet d'avenants successifs pour ajuster les engagements d'achat du Groupe à ses besoins.

Le calendrier indicatif de développement d'un parc photovoltaïque en plain champ est en France métropolitaine le suivant :

6.1.3.1 Calendrier de développement d'un parc photovoltaïque en plainchamp

PTF : Proposition Technique et financière PC : Permis de construire

Régions d'implantation	Capacité en MW
	Raccordés	En attente de	En	Participation
et sociétés porteuses		raccordement	construction
La Réunion	15,1	1,1
SCE	12,1	0,9	-	95,02%
Plexus	1,0	0,2	-	95,02%
Power Alliance	2,0	-	-	50,00%
Mayotte				0,00%
SCEM	3,2	-	-	95,02%
Guadeloupe et Martinique	11,2	4,8		0,00%
QEA	5,0	2,6	-	80,00%
QEH	1,8	1,6	-	80,00%
QC	0,4	0,6	-	50,00%
QEL	4,0			80,00%
Métropole	8,2	-		100,00%
Guyane				0,00%
QEG	1,8	-	10,2	100,00%
Espagne	2,4	-	-	100,00%
Italie	1,0	1,0	-	100,00%
TOTAL	42,9	6,9	10,2

(i) Le parc photovoltaïque du Groupe installé et en cours de construction au 31 décembre 2010

(ii) La production des centrales photovoltaïques du Groupe

En GWh	2010	2009
DOM	27,2	14,0
Hors France	3,8	3,9
France Métropolitaine	5,8	-
TOTAL	36,8	17,9

(iii) Le choix de la technologie photovoltaïque

La technologie photovoltaïque que la Société a retenue est un procédé qui transforme directement une certaine quantité de radiations du soleil en courant électrique, au moyen de panneaux solaires interconnectés.

Ces panneaux regroupent des cellules photovoltaïques, composants électroniques qui, exposés à la lumière, génèrent de l'électricité. Il en existe plusieurs familles. Les plus répandues sur les marchés sont les cellules en silicium cristallin d'une part, les cellules en couches minces d'autre part.

Les cellules en silicium cristallin sont constituées de fines plaques de silicium, élément chimique qui s'extrait notamment du sable ou du quartz. Selon qu'elles utilisent du silicium obtenu à partir d'un seul cristal ou de plusieurs cristaux, ces cellules sont dites monocristallines ou multicristallines.

Les cellules en couches minces sont fabriquées en déposant une ou plusieurs couches semiconductrices et photosensibles sur un support de verre, plastique ou acier.

Les cellules en silicium cristallin ont un rendement (rapport entre l'énergie électrique produite et l'énergie solaire captée) plus élevé, mais coûtent sensiblement plus cher.

Les cellules en couches minces ont un rendement moins élevé (bien qu'en augmentation du fait de progrès techniques) mais aussi un coût sensiblement moindre.

Le Groupe utilise largement les cellules en couches minces dont il a sécurisé l'approvisionnement en 2007 dans le cadre d'un contrat pluriannuel déjà mentionné avec FIRST SOLAR, mais il a aussi recours pour certaines installations à des panneaux composés de cellules en silicium.

Les installations photovoltaïques comportent comme éléments composants principaux, outre les panneaux solaires, des onduleurs destinés à convertir le courant continu généré par ces panneaux en courant alternatif, et des transformateurs destinés à remonter à la tension du réseau de raccordement.

Les panneaux peuvent être posés sur les toitures de bâtiments et immeubles de grandes surfaces, ou en plain champ montés en rangées sur des châssis métalliques reposant sur le sol et inclinés par rapport à l'horizontale, permettant de maximiser l'exposition solaire.

La Société a par ailleurs pris l'option technique, pour le développement de projets plain-champs, de choisir des terrains et des supports de panneaux qui ne modifient quasiment pas la topographie initiale.

6.1.4 Produits des activités ordinaires par activité

Le produit des activités ordinaires qui comprend les chiffres d'affaires réalisés par Séchilienne-Sidec et ses filiales intégrées globalement et proportionnellement, s'établit à 304,8 millions d'euros pour l'exercice 2010, en variation de 25 % par rapport à l'exercice précédent.

Cette variation se décompose ainsi :

Chiffre d'affaires par activité
Cumul à fin décembre
2010	2009	Variation
264,3	223,8	+ 18 %
33,1	13,2	+ 151 %
14,5	7,8
18,6	5,5
5,8	6,1	- 5 %
1,7	1,5	+ 12 %
304,8	244,6	+ 25 %

(*) Ventes de panneaux et d'installations photovoltaïques clé en main à des tiers.

Elle fait l'objet d'explications et commentaires développés au chapitre 9 et plus particulièrement au paragraphe 9.3.1 du présent document de référence.

La décomposition du chiffre d'affaires par zone géographique est décrite dans l'annexe aux comptes consolidés insérés au chapitre 20 du présent document de référence en note 23.2.

Par ailleurs, la décomposition par secteur d'activité de l'EBITDA et celle du résultat opérationnel se trouvent respectivement aux paragraphes 9.3.2 et 9.3.4 du présent document de référence.

6.2 ENVIRONNEMENT REGLEMENTAIRE DES ACTIVITÉS

L'exploitation des unités, et notamment des centrales thermiques, doit se conformer à un ensemble de dispositifs législatifs et réglementaires (notamment en matière d'obtention d'autorisation de permis, de protection de l'environnement, de limitation des émissions dans l'atmosphère, de réglementation des rejets d'effluents, de réglementation du bruit, de prescriptions paysagères, d'obligations de remise en état des sites, etc.). Toutes les installations thermiques de la Société en France sont classées ICPE (Installation Classée pour la Protection de l'Environnement).

L'exploitation des centrales photovoltaïques et éoliennes s'opère par ailleurs dans le cadre d'un dispositif combinant obligation d'achat de l'électricité par le gestionnaire de réseau et fixation du tarif d'achat par les Pouvoirs publics. Ce dispositif est évolutif. Ainsi en France des arrêtés successifs sont venus en 2010 diminuer le tarif d'achat applicable aux installations photovoltaïques non mises en service avec quelques dispositions transitoires (arrêtés des 12 et 15 janvier 2010 complétés en mars 2010 et arrêté du 31 août 2010. Puis un décret du 9 décembre 2010 a suspendu pour 3 mois l'obligation d'achat pour les installations photovoltaïques non mises en service dans certains délais et il a interdit tout dépôt de nouvelle demande pendant la période de suspension). Enfin des arrêtés du 4 mars 2011 ont déterminé la réglementation tarifaire applicable ultérieure. Elle est décrite au chapitre 9 et plus particulièrement au paragraphe 9.2.2 du présent document de référence, et au chapitre 22 paragraphe 22-2-1 du même document.

Le paragraphe 4.1.4 du présent document de référence décrit les facteurs de risques liés à cet environnement législatif et réglementaire.

Le paragraphe 8.2 du présent document de référence décrit la politique environnementale du Groupe.

6.3 PRINCIPAUX MARCHES ET POSITION CONCURRENTIELLE

Les segments du marché de l'énergie dans lesquels opère le Groupe sont :

l'énergie thermique pour laquelle il recourt principalement à la technologie de la cogénération, de manière à optimiser le rendement énergétique, en se spécialisant dans les centrales de bicombustion biomasse-charbon (et plus spécifiquement bagasse-charbon),
l'énergie solaire,
l'énergie éolienne.

6.3.1 Le segment de l'énergie thermique

6.3.1.1 Le dynamisme de la production d'électricité sur base charbon

La production d'électricité à partir de charbon ne cesse d'augmenter dans le monde avec la très forte croissance des pays émergents de toutes dimensions. Le charbon assure en effet 80 % de la production d'électricité chinoise, près de 70 % de la production d'électricité indienne, et une proportion encore supérieure de la production d'électricité de nombreux pays en voie de développement (notamment en Afrique et en Amérique latine, mais aussi en Europe orientale et centrale) qui privilégient ce combustible pour des raisons techniques (enclavement géographique, logistique d'approvisionnement) et économiques (coûts comparés).

Globalement dans l'ensemble du monde, 40 % de la production d'électricité est actuellement sur base charbon, et si la part de cette forme de production d'électricité tend à diminuer dans les pays de l'OCDE et tout particulièrement en Europe occidentale, dans les autres régions du monde au contraire elle se maintient ou augmente au détriment notamment du fuel.

6.3.1.2 Le dynamisme de la production d'électricité à partir de biomasse

Ce dynamisme ressort des éléments suivants mentionnés dans l'édition 2010 du document « OBSERV'ER » consacré à la production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde.

Sur la période 1999-2009, au niveau mondial, la production d'électricité issue de biomasse a cru de 115 TWh, avec un taux de croissance annuel de 6,7 % en moyenne.

L'Europe de l'ouest a été responsable à elle seule de 60,7 % de l'augmentation mondiale du niveau de production d'électricité issue de biomasse ; cette production y a cru entre 1999 et 2009 de 69,8 TWh, avec un taux de progression annuel moyen de 12,5 %.

L'Europe centrale (au sein de laquelle plus spécialement la Pologne, la Hongrie et la République Tchèque) a affiché pendant la même période un engagement particulièrement accentué dans cette filière. La production d'électricité issue de biomasse y a alors augmenté de 10 TWh soit + 26,3 % par an en moyenne.

La production d'électricité à partir de biomasse a représenté en 2009 dans le monde, 241,2 TWh (dont 71,1 % issue de biomasse solide et 15,1 % de biogaz), soit 6,33 % de la production mondiale d'électricité d'origine renouvelable (3810,3 TWh) et 1,21 % de la production mondiale totale d'électricité (19958,6 TWh).

Parmi les pays où cette forme de génération d'électricité est très développée figurent notamment les Etats-Unis, l'Allemagne et le Brésil (qui utilise largement la biomasse-bagasse).

En France, le ministère en charge de l'Energie et de l'Environnement est sensible à l'intérêt qu'offre l'utilisation des matières premières organiques végétales ou animales (bois, plantes, paille, déchets d'élevage, ordures ménagères, etc.) pour produire de l'électricité. Ses principaux avantages résident dans le fait que ces matières sont régulièrement renouvelables et constituent ainsi une ressource non sujette au risque d'épuisement, et que leur combustion ne contribue pas à l'effet de serre (grâce à la photosynthèse). Cette dernière caractéristique est essentielle, et explique qu'en France, l'arrêté du 15 décembre 2009, relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité, édicte simultanément des objectifs ambitieux de puissance supplémentaire à mettre en service d'ici à 2012 à 2020 pour la production d'électricité à partir de biomasse, et des dispositions restrictives en matière de production d'électricité à partir d'énergies fossiles en Métropole.

Ce ministère en charge de l'Energie et de l'Environnement durable a lancé en 2007 puis au début de 2009 des appels d'offres pour des centrales électriques alimentées à partir de la biomasse. Le premier de ces appels d'offres a débouché sur la sélection en juin 2008 de projets permettant de mettre en service d'ici à 2012 de nouvelles installations d'une puissance cumulée de 250 MW. Le second a débouché sur la sélection en janvier 2010 de 32 projets représentant une puissance totale de 266 MW. Un nouvel appel d'offres lancé en juillet 2010 a sollicité des candidatures ouvertes par la CRE le 10 mars 2011 : elle a dénombré 16 dossiers représentant une puissance de 440 MW.

Le Ministre en charge de l'Energie et de l'Environnement durable a par ailleurs fixé, dans le cadre de l'arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité, les objectifs ci-après de développement de production électrique à partir d'énergies renouvelables en France, pour la biomasse :

520 MW de puissance supplémentaire à mettre en service entre la date de publication de l'arrêté (10 janvier 2010) et le 31 décembre 2012,
2300 MW de puissance supplémentaire à mettre en service entre la date de publication de l'arrêté et le 31 décembre 2020.

Il a en outre prescrit que « hors production d'électricité à partir de biogaz et valorisation des usines d'incinération d'ordures ménagères, les dispositifs de soutien à la production d'électricité à partir de biomasse privilégient la cogénération ».

6.3.1.3 Les marchés de l'électricité thermique ciblés prioritairement par le Groupe
a) France, notamment Départements et Collectivités d'Outre mer

La demande d'électricité croît beaucoup plus rapidement dans les DOM qu'en France métropolitaine et il est prévu que cette situation se prolonge.

Le tableau ci-dessous établi à partir de bilans prévisionnels 2009 d'EDF-Services énergétiques insulaires d'une part, de RTE d'autre part, en rend compte.

	Taux de croissance annuel moyen (TCAM) de la demande d'électricité
	2000-2005	2005-2008	Estimation 2009-2015 en scénario médian
La Réunion La Guadeloupe La Martinique La Guyane	+ 5,1 % + 4,2 % + 4,5 % + 3,8 %	+ 3,8 % + 3,9 % + 2,6 % + 2,6 %	+ 2,9 % + 3,2 % + 2,6 % + 3,7 %
France continentale	+ 1,3 %	+ 1,0 %	+ 0,9 %

Les DOM représentent depuis le début des années 1990 des marchés de première importance pour le Groupe, et ils lui offrent encore des perspectives significatives d'expansion en raison de leur fort développement économique accompagné de l'élévation constante du taux d'équipement des entreprises et des ménages en appareils fonctionnant à partir d'énergie électrique. L'année 2009 a de ce point de vue constitué, aux Antilles, une exception, la croissance économique y ayant alors été interrompue par les mouvements et troubles sociaux intervenus à la Guadeloupe et à la Martinique.

• La Réunion

Depuis 2000, la population de la Réunion a augmenté en moyenne de 1,4 % par an, taux pratiquement double de celui observé pour la Métropole. Selon les projections du scénario central de l'Institut National d'Etudes Démographiques INED, cette population qui était de 802 000 habitants en fin 2008 sera d'environ 1 025 000 habitants en 2030.

Le produit intérieur brut par habitant à prix courants est passé à la Réunion de 10 958 euros en 1998 à 18 200 euros en 2008 progressant ainsi de 66 % (source INSEE-Réunion, Tableaux économiques régionaux).

Sur la même période 1998-2008, le revenu disponible brut des ménages par habitant est passé de 9 055 euros en 1998 à 14 278 euros en 2008, progressant de 58 % (source INSEE-Réunion, Tableaux économiques régionaux).

Parallèlement, la consommation d'électricité, qui était de 1 449 GWh en 1997, s'est élevée jusqu'à 2 461 GWh en 2007 et 2 546 GWh en 2008 (source EDF-Services énergétiques insulaires). Elle a atteint 2 619 GWh en 2009 et 2699 GWh en 2010 (source EDF-SEI).

La disponibilité en bagasse utilisable pour la production d'électricité devrait croître à moyen terme, grâce à la mise en culture de nouvelles variétés de cannes dont le traitement génère davantage de bagasse.

• La Guadeloupe

Bien que la croissance démographique s'y soit ralentie pour être désormais voisine de celle de la France métropolitaine, la population de la Guadeloupe, estimée à 404 000 personnes au 1er janvier 2009, devrait compter plus d'un demi-million d'habitants en 2030 selon le scénario central de l'INED (source INED, population et sociétés, octobre 2009).

Le PIB par habitant à prix courants, qui se montait à 12 030 euros en 1998, a en 2008 atteint 17 888 euros, marquant ainsi une progression de 49 % (source INSEE – CEROM – IEDOM, septembre 2009). Le revenu disponible brut par habitant à prix courants s'inscrit également sur une ligne de progression de longue durée, il se montait à 8 964 euros en 1998 et s'est élevé à 13 038 euros en 2007, soit + 46 % (source INSEE, comptes économiques régionaux Antilles-Guyane).

L'année 2009 a, en raison de l'ampleur de la crise sociale intervenue au premier trimestre, apporté à la dynamique économique de l'archipel guadeloupéen un coup de frein brutal, mais qui ne doit pas faire obstacle à la reprise des facteurs de croissance à l'œuvre sur le long terme.

La consommation d'électricité à la Guadeloupe a augmenté au cours des dix années 1998-2008 à un taux annuel moyen de 3,6 %. Elle a atteint 1730 GWh en 2010 (source EDF-SEI).

• La Martinique

La croissance de la population martiniquaise a été en moyenne annuelle entre 1999 et 2008 de + 0,6 % très proche de celle de la France continentale pendant la même période. Cette population, qui était estimée à 402 000 personnes au 1er janvier 2009 devrait selon le scénario central de l'INED avoisiner 427 000 habitants en 2030 (source INED, population et sociétés, octobre 2009).

Le PIB par habitant a cru en valeur de 46 % entre 1998, année où il se situait à 13 697 euros et 2008, année où il a approché 20 000 euros (source IEDOM).

Le revenu disponible brut par habitant à prix courants s'est sur la période 1998-2007 accru de 51 %, passant de 9 912 euros à 13 023 euros (source INSEE, comptes économiques régionaux Antilles-Guyane).

En 2009 la Martinique a comme la Guadeloupe traversé une forte crise sociale qui a provisoirement interrompu la dynamique de croissance économique forte et continue à l'œuvre jusque là.

La consommation d'électricité à la Martinique, qui était de 1 011 GWh en 1997, s'est développée jusqu'à 1 530 GWh en 2008, 1 550 GWh en 2009 et 1620 GWh en 2010 (source EDF-SEI).

b) Pays étrangers
Ile Maurice

Le Groupe est présent à Maurice depuis 2000 à travers des sociétés dans lesquelles il détient des participations minoritaires. Il y répond au souhait manifesté dans cette île proche de la Réunion de bénéficier des avantages inhérents à la mise en place de centrales bagasse/charbon pouvant produire de l'électricité toute l'année.

Maurice dont la population approche 1 300 000 habitants, a connu depuis son accession à l'indépendance en 1968 une forte croissance remarquablement durable. Le PIB en monnaie constante a augmenté de 5,1 % en 2006, 5,4 % en 2007 et 5,3 % en 2008, et le PIB par habitant s'est élevé à 5 012 euros en 2008 (source : Revue économique de la Réunion, juillet 2009).

La poursuite de ces évolutions favorables est plus malaisée sous l'effet du ralentissement économique mondial qui au cours de la période la plus récente a affecté à la fois l'industrie sucrière mauricienne (dont les prix garantis par l'Union Européenne ont baissé de 36 % depuis 2009), l'industrie textile confrontée aux offres chinoise et indienne, et le tourisme.

La croissance en volume du PIB a ainsi été inférieure à + 3,8 % en 2009.

Mais l'île s'est engagée dans un effort prometteur de gains de compétitivité via la restructuration des principaux secteurs d'activité.

La production d'électricité a augmenté de 43 % entre 2000 et 2007. Son devenir fait l'objet d'une stratégie énergétique pour le long terme 2009-2025 (« Draft long-terme energy strategy 2009-2025 ») qui s'inscrit dans le cadre d'une démarche résumée par le concept « Maurice île Durable ».

Elle vise à modifier ainsi qu'indiqué dans le tableau ci-dessous la structure des sources de la production d'électricité sur l'île.

Ile Maurice
Sources de la production d'électricité	2010	2015	2020	2025
1) Sources non renouvelables
Fioul	37%	31%	28%	25%
Charbon	43%	45%	44%	40%
Sous-total	80%	76%	72%	65%
2) Sources renouvelables
Bagasse	16%	13%	14%	17%
Hydraulique	4%	3%	3%	2%
Déchets	-	5%	4%	4%
Eolien	-	2%	6%	8%
Solaire	-	1%	1%	2%
Géothermie	-	-	-	2%
Sous-total	20%	24%	28%	35%
Total	100%	100%	100%	100%

• Autres pays étrangers

Les pays étrangers autres que Maurice ayant vocation à ce que le Groupe y déploie ses compétences en matière d'optimisation du traitement de combustibles solides, de cogénération et d'utilisation de la biomasse sont, soit d'autres régions insulaires, soit des régions continentales non interconnectées, soit des pays émergents dont les niveaux d'activité et de développement économiques requièrent l'implantation de centrales de dimensions petites ou moyennes, et qui sont soucieux de valoriser au mieux leurs ressources locales de charbon, lignite ou biomasse.

6.3.1.4 Principaux concurrents et position concurrentielle du Groupe dans le domaine thermique
a) Sur les marchés traditionnels du Groupe

Le Groupe réalise la majeure partie de son activité liée à l'énergie thermique dans les DOM et à l'Île Maurice où, comme rappelé au paragraphe 6.1.1 (iii) ci-dessus, il contribue substantiellement à la production totale d'électricité, à hauteur en 2010 de 59 % à la REUNION, 42 % à l'île MAURICE et 19 % à la GUADELOUPE. En s'implantant solidement dans ces marchés traditionnellement fermés, il s'est assuré une forte position concurrentielle à côté des fournisseurs d'énergie nationaux historiques que sont EDF dans les DOM et CEB à l'Île Maurice. Les grands groupes énergétiques français n'ont pas démontré à ce jour un intérêt stratégique pour de nouveaux investissements thermiques dans l'Océan indien et les Antilles. La position concurrentielle du Groupe devrait de ce fait demeurer très forte sur ces zones.

La solidité des positions du Groupe sur ces marchés non interconnectés et sur lesquels il est impossible d'importer de l'électricité ne tient pas seulement à l'importance de sa présence déjà acquise. Elle tient aussi à d'autres facteurs, qui constituent des barrières d'entrée naturelles.

Tout d'abord, l'étroitesse relative de ces marchés exclut l'implantation de centrales classiques de grandes dimensions du type de celles dont la plupart des ingénieristes et des opérateurs sont familiers. L'énergie nucléaire ne peut non plus y être envisagée en raison notamment des effets de seuil qui en commandent la rentabilité.

D'autre part, de nouveaux concurrents n'auraient pas accès au principal combustible local constitué par la bagasse, et devraient alimenter leurs installations par des combustibles importés, avec des difficultés d'implantation sur les ports peu nombreux et largement saturés.

Par ailleurs, en raison du caractère insulaire des DOM et de Maurice, des contraintes topographiques limitent le nombre de sites disponibles pour la construction d'une centrale. La topographie de plusieurs îles peut limiter la possibilité pour les opérateurs d'obtenir les autorisations nécessaires pour construire des centrales sur certains sites parce que l'orientation des vents dominants et le relief montagneux du terrain y piègent les émissions, empêchant de respecter les règles environnementales. De plus, la configuration géographique de plusieurs de ces îles ne permet guère d'augmenter la densité du réseau électrique, si bien que de nombreuses zones ne sont pas situées près d'une connexion.

Le Groupe est parvenu à mettre en œuvre une solution compétitive pour répondre de façon optimale aux besoins de ces régions en combinant les sources d'énergie importées à celles disponibles localement, et en développant ses compétences dans le domaine des centrales thermiques de faible et moyenne capacité, adaptées à la taille des marchés considérés, ainsi que dans le domaine de la logistique d'acheminement du combustible importé.

Le Groupe et les fournisseurs d'énergie historiques nationaux sont enfin avantagés par le fait qu'ils exploitent des centrales et infrastructures déjà existantes. Les nouveaux arrivants sur le marché doivent engager des investissements considérables pour construire une centrale et mettre en place les infrastructures requises pour s'approvisionner en matières premières.

Si de nouveaux producteurs d'électricité peuvent apparaître dans les DOM à moyen terme, ce seraient plutôt les promoteurs de types d'énergies marines qui ne sont pas encore en phase opérationnelle.

b) Sur les autres marchés

Le créneau que cible le Groupe, qui concerne les centrales thermiques de moyenne puissance dans des pays ayant des caractéristiques proches des zones insulaires où il a fait la preuve de son efficacité, ou des régions continentales non interconnectées, ou des pays émergents dont les niveaux d'activité et de développement économique n'exigent pas de très grosses capacités de génération électrique, n'est pas une priorité pour les grands groupes énergéticiens, ceux-ci se focalisant sur le marché des centrales de grandes ou très grandes dimensions.

Quant aux constructeurs d'équipements et matériels, ils auraient sur ce créneau, par rapport au Groupe, le handicap de ne pas maîtriser, comme lui, les opérations dans leur globalité technique et sur l'ensemble du cycle de vie des centrales.

6.3.2 Le segment de l'énergie solaire photovoltaïque

6.3.2.1 Le dynamisme de la production d'électricité solaire photovoltaïque

Le tableau ci-dessous rend compte de ce dynamisme sur la période 1999-2010 (Source : Green univers janvier 2011 et pour la France. Commissariat Général au Développement Durable).

	1999	2009	2010 (*)
Puissance photovoltaïque installée cumulée en GW - monde - union européenne - France	0,600 GW 0,120 GW non significatif	23 GW 16 GW 0,27 GW	38/40 GW 27/29 GW 1,02 GW
Production d'électricité photovoltaïque en TWh - monde - union européenne - France	0,500 TWh 0,100 TWh non significatif	20,5 TWh 14,7 TWh 0,20 TWh

(*) Estimations, sauf pour la France.

Le tableau suivant indique les pays d'Europe qui en fin 2010 avaient la plus importante puissance photovoltaïque cumulée, avec mention de l'augmentation de cette puissance au cours des années 2009 et 2010 (source : Green univers janvier 2011 et pour la France. Commissariat Général au Développement Durable, février 2011).

	Puissance photovoltaïque en GW
Europe	cumulée	installée pendant	cumulée	installée pendant
	fin 2009	l'année 2009	fin 2010	l'année 2010
Allemagne	9,800	3,800	17,000/18,000	7,200/8,200
Espagne	3,500	0,100	3,600	0,100
Italie	1,000	0,700	3,000	2,000
Autres *	1,700	1,000	3,400/4,400	1,700/2,700
Total	16,000	5,600	27,000/29,000	11,000/12,000
* dont France	0,268	0,199	1,025	0,826

L'importance du supplément de puissance installée en 2009 en Allemagne s'explique largement par la très forte baisse enregistrée du coût des systèmes photovoltaïques, qui a diminué de près de 40 % en trois ans. Cette évolution s'est avérée supérieure à la dégressivité appliquée dans le dispositif de tarif d'achat (dégressivité qui pour cette raison a été accentuée en 2010).

L'Espagne reste le second pays d'Europe en termes de puissance photovoltaïque cumulée. Mais l'essentiel de cette puissance a été mise en place en 2008 dans un contexte de « course aux installations » avant l'institution annoncée d'un net durcissement du régime d'incitation au développement solaire. La révision de ce régime intervenue en septembre 2008 a conjugué à des tarifs d'achat moins favorables un plafonnement quantitatif annuel des puissances susceptibles d'en bénéficier, et une limitation des implantations en plain-champ. Ces réformes ont eu un effet restrictif considérable sur l'évolution de la puissance photovoltaïque installée. Et cette évolution a été encore accentuée en décembre 2010 par l'intervention d'un décret royal plafonnant temporairement le nombre d'heures équivalent pleine puissance (HEPP) auquel s'applique le tarif subventionné.

L'Italie a été en 2009 et 2010 le second pays d'Europe en termes de puissance photovoltaïque installée au cours de l'année. Cette performance a été due à la forte attractivité des mesures d'incitation en œuvre jusqu'à la mi-2010. Le dispositif qui leur a succédé, tout en réduisant les tarifs d'achat pour tenir compte de la baisse du coût des installations, a organisé une dégressivité régulière et assez modérée. Mais ce dispositif a été sensiblement durci en mars 2011.

De façon générale, les Pouvoirs publics des différents Etats européens sont confrontés à la difficulté de « réglage » d'un dispositif susceptible de maintenir les conditions d'un développement significatif de l'énergie photovoltaïque sans provoquer pour autant un foisonnement excessif d'investissements, la création de « bulles » et l'alourdissement insoutenable des tarifs électriques.

La situation de la France (où la capacité photovoltaïque installée à cru de 199 MW en 2009 et de 826 MW en 2010 pour atteindre 1,025 MW au 31 décembre de cette année 2010) en est un exemple illustratif.

Le Gouvernement y a successivement :

Par un arrêté de juillet 2006, mis en place un tarif réellement attractif d'achat par EDF de cette forme d'électricité.
Par la Loi du 3 août 2009 de mise en œuvre du « Grenelle de l'Environnement » et l'arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements d'électricité (PPI) décidé de maintenir une logique de développement des moyens de production photovoltaïque, en fixant des objectifs de capacité photovoltaïque installée de 1,100 GW au 31 décembre 2012 et 5,400 GW au 31 décembre 2020, et en prescrivant dans les DOM le développement des énergies renouvelables intermittentes jusqu'à la limite d'acceptabilité du réseau.
Par les arrêtés des 12/15 janvier 2010 complétés le 16 mars 2010 et par l'arrêté du 31 août 2010, abaissé à deux reprises les tarifs d'achat pour les installations non déjà en service et les projets ne justifiant pas d'un fort degré d'avancement, afin de tenir compte :
- o de l'ampleur de la diminution des coûts de production des installations,
- o du rythme accéléré d'augmentation de la puissance installée et du volume des projets déposés,
- o de la perspective d'atteinte avec plusieurs années d'avance des objectifs déterminés par le PPI pour fin 2012 et fin 2010.
- Par la Loi de finances pour 2011, restreint ou supprimé des avantages fiscaux dont bénéficiaient antérieurement les contribuables utilisateurs d'équipements photovoltaïques (crédit d'impôt développement durable) ou les sociétés productrices d'électricité photovoltaïque (Loi Girardin dans les DOM).
- Par le décret 2010-1510 du 9 décembre 2010, suspendu pour trois mois l'obligation d'achat par EDF de l'électricité produite par les installations photovoltaïques non mises en service avant certaines dates, et interdit tout dépôt de nouvelles demandes pendant la période de suspension.
- La ministre de l'Ecologie et du Développement durable a pris soin de préciser que cette mesure, comme les précédentes, continuait à s'inscrire dans une stratégie visant à garantir à la filière photovoltaïque des perspectives solides et durables à l'horizon 2010 (Déclaration à l'Assemblée Nationale du 13 janvier 2011 : « La suspension du dispositif n'est pas un moment d'inaction. Nous travaillons pour mettre à nouveau en place très rapidement un cadre de soutien à la filière qui sera enfin stable et pérenne »).
Enfin, par un ensemble de textes réglementaires datés du 4 mars 2011 et publiés le 5 mars, les dispositions résumées ci-après ont été édictées pour la période suivant l'intervention de ces textes :
Les projets portant sur les installations photovoltaïques au sol et les installations sur bâtiments de puissance unitaire supérieure à 100 kW passeront du régime des tarifs d'achat à celui des appels d'offres, sauf à se voir appliquer un tarif d'achat minimal n'ayant pas vocation à rentabiliser ces installations. Ces appels d'offres, dont les cahiers des charges restent à être établis et publiés, seront de type simplifié pour les installations sur bâtiments de puissance unitaire comprise entre 100 kW et 250 kW, et du type de ceux traditionnellement instruits par la Commission de Régulation de l'Energie pour les installations sur bâtiments de puissance unitaire plus élevée, et pour les centrales au sol (c'est dans cette plage que se situe le cœur de l'activité photovoltaïque du Groupe). Les projets sur bâtiments de puissance unitaire inférieure à 100 kW (qui ne sont pas ceux que développe le Groupe) continueront de relever d'un dispositif de tarifs d'achat, différenciés selon la nature des bâtiments et le type d'installation (intégration au bâti ou intégration simplifiée au bâti). Ces tarifs connaîtront chaque trimestre des baisses importantes, d'autant plus marquées que le total des demandes de raccordement sera en dépassement par rapport aux objectifs d'évolution de la capacité photovoltaïque souhaités par le Gouvernement dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité (PPI).

A la date d'établissement du présent document de référence, la totalité du parc photovoltaïque du Groupe installé et en cours de construction (y compris les projets Bethleem et Matoury dont la construction a démarré début 2011) bénéficiait du tarif préférentiel de juillet 2006, à l'exception de 1,8 MW concernés par le tarif de janvier-mars 2010.

6.3.2.2 La stratégie du Groupe dans le domaine de l'électricité photovoltaïque

Elle a consisté depuis 2006, époque d'entrée du Groupe dans ce secteur, à développer son activité dans l'énergie solaire à la fois sur ses marchés historiques les DOM de la Guadeloupe, la Réunion et la Martinique, et sur les marchés de la Guyane française, du Sud de la France métropolitaine, de l'Espagne et de l'Italie, caractérisés par un fort taux d'ensoleillement et une politique d'encouragement des Pouvoirs publics à cette forme d'énergie.

Le Groupe ajuste le rythme et les points d'application de cette activité à l'évolution des dispositifs et règlementations mis en œuvre en la matière dans les différentes zones ciblées.

6.3.2.3 Principaux concurrents et position concurrentielle du Groupe dans le domaine photovoltaïque

- Sur le marché français

Ce marché français, dont la croissance a été spectaculaire depuis 2007 au point d'apparaître en fin 2010-début 2011 excessive aux Pouvoirs publics au regard des objectifs jugés par eux déjà ambitieux du « Grenelle de l'Environnement, a ainsi évolué entre fin 2009 et fin 2010 (source : Enerplan et Commissariat Général au Développement Durable).

En MW	31 décembre 2009	30 juin 2010	30 septembre 2010	31 décembre 2010
Puissance raccordée cumulée en France métropolitaine	200,7	423,4	615,7	873,0
Puissance raccordée cumulée dans les DOM	67,5	87,8	104,5	152,0
Puissance raccordée cumulée totale	268,2	511,2	720,2	1 025,0

En MW	31 décembre 2009	30 juin 2010	30 septembre 2010	31 décembre 2010
Puissance raccordée cumulée en :
- Guadeloupe	11,2	1 6	16,4	21,0
- Guyane	0,9	2	4,3	21,0
- Martinique	14,7	1 7	1 9	26,0
- Réunion	40,7	52,8	64,8	84,0
Total DOM	67,5	87,8	104,5	152,0

Le tableau ci-dessous détaille l'évolution dans les seuls DOM.

Le nombre d'installations raccordées conduisant aux puissances rappelées aux dernières lignes des tableaux précédents est indiqué ci-après :

Nombre d'installations raccordées	31 décembre 2009	30 juin 2010	30 septembre 2010	31 décembre 2010
En France métropolitaine	41 773	80 188	106 480	149 066
Dans les DOM	1 927	2 441	2 723	2 588
Total	43 700	82 629	109 203	151 654

En France métropolitaine, au 31 décembre 2010, le parc des installations de puissance unitaire supérieure à 3 kW représentait près de 13 000 installations totalisant une puissance de 509 MW. Parmi celles-ci, seules 92 installations avaient une puissance unitaire supérieure à 250 kW et totalisaient une puissance de 128 MW. Les principaux développeurs de projets et producteurs d'électricité photovoltaïque sont EDF-EN et SOLAIRE DIRECT.

A la même date du 31 décembre 2010, le Groupe disposait sur le marché photovoltaïque français d'une puissance raccordée de 39,5 MW dont 8,2 MW en France métropolitaine (3 % de la puissance cumulée des installations de puissance unitaire égale ou supérieure à 250 kW) et 31,3 MW dans les DOM (21 % de la puissance totale cumulée raccordée dans les DOM).

Il avait en outre dans les DOM 5,9 MW achevés en instance de raccordement, et 10,2 MW en construction (en Guyane), auxquels s'ajoutera la construction à partir du début 2011 de 9,5 MW supplémentaires (centrales Bethléem à la Réunion et Matoury en Guyane).

Etaient par ailleurs en préparation plusieurs projets d'implantation de nouvelles installations appelés à faire l'objet de décisions après étude approfondie des incidences sur leur rentabilité du nouveau contexte réglementaire et tarifaire décidé par le Gouvernement à l'issue du « moratoire » édicté par le décret 2010-1510 du 9 décembre 2010.

Le Groupe a répondu en janvier 2010 à plusieurs volets régionaux de l'appel d'offres lancé par le Gouvernement pour doter chaque région d'une centrale photovoltaïque. Mais le Gouvernement n'a pas donné de suite à cet appel d'offres.

- Sur les marchés étrangers

Parmi les marchés étrangers de l'Europe du Sud sur lesquels l'intérêt du Groupe s'est focalisé, l'Italie à partir de 2009, a succédé à l'Espagne comme le plus actif en terme d'augmentation annuelle de la capacité photovoltaïque installée.

	Augmentation de la puissance photovoltaïque
	En 2007	En 2008	En 2009
Espagne	512 MW	2 700 MW	100 MW
Italie	71 MW	340 MW	700 MW

L'explication de ce renversement se trouve dans le caractère artificiel de la croissance de marché espagnol en 2008, lié au souci des investisseurs de précéder la mise en œuvre du fort resserrement alors annoncé des dispositifs d'aide à cette forme d'énergie, et dans l'impact ultérieur de ce resserrement aux multiples facettes (baisse des tarifs d'achat, limitation quantitative de la puissance faisant l'objet d'aide, et de celle des installations au sol).

Un ajustement à la baisse des tarifs d'achat de l'électricité photovoltaïque a cependant été effectué en Italie en juillet-août 2010, et des mesures supplémentaires allant dans le même sens et comportant des limitations en volume de l'assiette des mesures d'incitation sont intervenues en mars 2011.

Le Groupe disposait au 31 décembre 2010 d'une capacité photovoltaïque en exploitation de 2,4 MW en Espagne, et 1,0 MW en Italie. En outre, 1,0 MW étaient à la même date en attente de raccordement en Italie.

6.3.3 Le segment de l'énergie éolienne

6.3.3.1 Le dynamisme de la production d'électricité d'origine éolienne

L'énergie éolienne connait au niveau mondial un essor considérable, lié aux préoccupations relatives à l'épuisement progressif des ressources en énergie fossiles et aux préoccupations d'ordre environnemental (réchauffement climatique, émission de gaz à effet de serre).

La puissance éolienne totale cumulée dans le monde est ainsi passée de 2,9 GW en 1993 à 157,9 GW en 2009 et 194,4 GW en 2010 (sources OBSERV'ER et Global Wing Energy Council GWEC).

Les perspectives de croissance future sont encore selon le GWEC considérables, avec comme moteurs principaux :

géographiquement la Chine et les Etats-Unis,
sectoriellement l'off shore.

Dans l'union européenne, les pays ayant connu la croissance de puissance éolienne la plus forte en 2009 et 2010 ont été l'Espagne (+ 2,5 GW en 2009 et + 1,5 GW en 2010) et l'Allemagne (+ 1,9 GW en 2009 et + 1,4 GW en 2010). Ces deux pays ont porté leur puissance éolienne cumulée au 31 décembre 2010 à respectivement 20,7 GW pour l'Espagne et 27,2 GW pour l'Allemagne.

En France, le développement du marché de l'énergie éolienne n'a pris corps qu'avec la fixation par le Gouvernement, en juillet 2006, d'un dispositif d'achat par EDF à un tarif destiné à encourager ce développement. La puissance éolienne cumulée est ainsi passée de 0,757 GW en 2005 à 5,729 GW en fin 2010, pour 884 installations (1,108 MW nouveaux ont été raccordés au cours de l'année 2010).

Les perspectives d'évolution dans le futur sont liées au respect des directives européennes consécutives au protocole de Kyoto, qui ont prescrit à la France de porter à 23 % d'ici 2010 la part des énergies renouvelables dans sa consommation énergétique. L'obtention de cet objectif repris dans la législation nationale par la Loi « Grenelle de l'Environnement » du 3 août 2009 passe nécessairement par une forte croissance de la production d'électricité éolienne compte tenu de la quasi-saturation de tous les sites équitables en hydro-électricité.

L'arrêté du 15 décembre 2009 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité a fixé les objectifs suivants de développement de la production électrique à partir d'énergies renouvelables pour l'énergie éolienne : objectif de puissance installée au 31 décembre 2012 de 11,5 GW dont 10,5 GW pour l'énergie éolienne à terre et 1,0 GW pour l'énergie éolienne en mer ; objectif de puissance installée au 31 décembre 2020 de 25,0 GW dont 19,0 GW pour l'énergie éolienne à terre et 6,0 GW pour l'énergie éolienne en mer.

Pour en faciliter la réalisation, le Gouvernement français a reconduit les conditions d'achat de l'électricité éolienne fixées en juillet 2006 en dépit des réserves manifestées par la commission de régulation de l'Energie qui les estimait trop favorables, et il a décidé au début de 2011 le lancement d'un appel d'offres pour l'installation de 3000 MW d'éoliennes en mer. La ministre en charge des énergies renouvelables a par ailleurs confirmé en février 2011 l'objectif d'installation de 500 mâts par an pour l'éolien terrestre.

6.3.3.2 La stratégie du Groupe pour l'énergie éolienne

Le Groupe a fait dans le domaine éolien le choix d'une croissance sélective, focalisée sur des sites terrestres répondant à des critères techniques et financiers stricts, et tenant compte de l'avantage compétitif que possèdent structurellement, dans ce domaine d'une part, les très grands groupes énergéticiens pour l'obtention de conditions de prix avantageuses auprès des constructeurs d'équipements, et d'autre part ces constructeurs eux-mêmes lorsqu'ils décident d'implanter des installations.

6.3.3.3 Principaux concurrents et position concurrentielle du Groupe dans le domaine éolien

Le marché français, comme l'ensemble du marché européen, tend à se concentrer au niveau des opérateurs :

d'une part en réponse à la forte concentration des constructeurs de machines et d'équipements qui forment un petit groupe de multinationales dont les six premières se partagent l'essentiel des capacités installées dans l'année,
d'autre part, en raison du caractère très capitaliste de l'activité.

La concentration tend à s'opérer en Europe autour de IBERDROLA, RENOVALES, ACCIONA ENERGY, EDP RENOVAREIS, EDF-EN, et en France autour d'EDF-EN et GAZ DE FRANCE-SUEZ.

Le Groupe SECHILIENNE-SIDEC pour sa part exploitait au 31 décembre 2010 des parcs totalisant une puissance de 50,5 MW, tous situés en France continentale.

A la même date, il avait mis en construction un parc de 6 MW dans le Nord-Pas de Calais (HENINEL).

Il disposait en outre d'un portefeuille de permis de construire obtenus de 15 MW et d'un portefeuille de demandes de permis de construire à l'instruction de 16 MW.

Le Groupe est attentif aux opportunités de cessions d'actifs à des conditions intéressantes que le contexte de concentration du secteur précédemment évoqué pourrait susciter.

6.4 PERSPECTIVES D'AVENIR

6.4.1 L'accroissement de l'outil industriel en 2011

Dans le domaine thermique, la mise en service industriel de la centrale de CARAIBES ENERGIE à la Guadeloupe, réalisée le 8 mars 2011 augmente de 38 MW la puissance thermique exploitée par le Groupe, et la porte à 567 MW.

Dans le domaine photovoltaïque, la mise en service des installations qui au 31 décembre 2010 étaient en instance de raccordement et en construction (17,1 MW) et de celles qui ont été mises en construction début 2011 (9,5 MW), accroitra les capacités en exploitation de 26,6 MW, les portant à 69,5 MW.

Dans le domaine éolien, l'achèvement du parc d'HENINEL accroîtra les capacités en exploitation de 6 MW, les portant à 56,5 MW.

6.4.2 L'après 2011

La préparation de l'avenir à laquelle le Groupe travaille activement porte essentiellement sur le domaine thermique, où le Groupe peut le mieux valoriser sa capacité de création de valeur ajoutée, et où la rentabilité dépend de ses qualités d'opérateur industriel qu'il lui appartient de maintenir, et non de dispositifs incitatifs gouvernementaux toujours susceptibles d'être réduits ou supprimés.

(i) Dans le domaine thermique

Le Groupe vise à installer à l'horizon 2017, dans ses zones traditionnelles d'activité (Martinique, Guadeloupe, Réunion) des projets actuellement en cours de développement ou d'étude qui totalisent 92,5 MW et pour la totalité desquels les autorisations d'exploitation délivrées en application de la loi sur l'électricité du 10 février 2000 ont été obtenues.

Le Groupe s'attache par ailleurs à préparer l'implantation de centrales thermiques dans de nouvelles zones géographiques en particulier des pays extra-européens ou européens dont les niveaux d'activité et de développement économique nécessitent l'implantation de centrales de puissance unitaire comprise entre quelques dizaines de MW et quelques centaines de MW.

Il cible à cet égard les seuls pays qui, outre un tel besoin avéré de capacités de production électrique, présentent les principales caractéristiques suivantes :

Système juridique protecteur des droits.
Possibilité pour l'opérateur de vendre l'électricité au réseau local dans le cadre de contrats de type « Power Purchase Agreement » (PPA) mettant à l'abri des risques « volume » et « prix », ou à des industriels dans le cadre de contrats excluant également ces risques.
Possibilité de mettre en place des dispositifs de financement dans lesquels les fonds propres représentent 20 à 30 % du total de l'investissement, et la dette 70 à 80 %.
Possibilité de mettre en place des relations d'assistance et de fourniture de prestations rémunérées à l'opérateur.

Dans cette optique, le Groupe a nommé en 2010 un responsable pour le Développement thermique international et constitué autour de lui une équipe expérimentée.

Ses travaux lui ont d'ores et déjà permis d'identifier certaines régions et pays correspondant au profil requis, en Afrique sub-saharienne notamment mais non exclusivement.

(ii) Dans le domaine photovoltaïque et éolien,

Le Groupe ne se fixe pas d'objectif quantifié d'évolution de ses capacités au-delà de l'horizon 2011. Il déterminera au cas par cas, en fonction des calculs de rentabilité tenant compte des modifications apportées par les Gouvernements aux dispositions réglementaires et fiscales, les décisions qu'il prendra sur la suite à donner aux dossiers en projet.

6.5 FACTEURS DE DÉPENDANCE

Les informations concernant les facteurs de dépendance du Groupe, notamment en matière de financement, de construction, d'approvisionnement ou vis-à-vis des clients du Groupe, figurent au chapitre 4 « Facteurs de risques » du présent document de référence.

CHAPITRE 7 : ORGANIGRAMME

7.1 DESCRIPTION DU GROUPE AUQUEL LA SOCIÉTÉ APPARTIENT

Le Groupe comprend la Société et ses filiales. La Société est la société tête du Groupe et la tête de l'intégration fiscale française mise en place le 31 mars 2005 avec effet au 1er janvier 2005.

Le Groupe est organisé en quatre pôles opérationnels couvrant respectivement la zone France métropolitaine et Europe méridionale, la zone Océan Indien, la zone Caraïbes et la Direction du développement thermique international, que viennent appuyer trois directions fonctionnelles : la Direction Technique, la Direction Administrative et Financière et la Direction des Ressources Humaines. En outre, une cellule « Grands projets » est rattachée directement au Directeur Général Adjoint.

La Société recourt quasi-systématiquement pour la réalisation et l'exploitation de chaque investissement industriel important à des sociétés de projet qu'elle coordonne. La Société a vocation à y détenir une part de capital variant de 20 % à 100 % selon divers critères comprenant la localisation géographique, les réglementations locales, l'intérêt présenté par la présence de partenaires. La Société détient ainsi généralement une participation quasi-exclusive ou fortement majoritaire dans les sociétés d'exploitation des unités de production situées en France métropolitaine et dans les DOM, et une participation minoritaire dans celles exploitant les centrales thermiques situées à l'île Maurice.

Les sociétés dédiées portant les divers projets concluent généralement avec Séchilienne-Sidec des contrats au titre desquels celle-ci leur fournit des prestations rémunérées.

Il n'existe pas, pour la Société, vis-à-vis de ses filiales, de restrictions d'accès à la trésorerie et aux dividendes autres que celles qui pourraient résulter de l'éventuelle survenance de circonstances énoncées par les dispositions de certains contrats de financement, qui prévoient notamment la constitution de réserves destinées à maintenir un niveau de trésorerie minimum au niveau de la société projet, la constitution de comptes de réserve et la mise en place de ratios financiers.

Ainsi, certains contrats de crédit bail ou de prêt prévoient notamment les dispositions suivantes, jusqu'au remboursement des dettes de la société de projet :

l'engagement de la société de projet de maintenir un niveau minimum de ratio de couverture du service de la dette, défini comme le ratio de l'excédent brut d'exploitation minoré des impôts sur le service de la dette sur les douze prochains mois. Au maximum, ce ratio de couverture est de 105% ;
Et/ou l'engagement de la société de projet de ne procéder à aucune distribution de dividendes avant la date de réception de l'installation, et au-delà, à ne procéder à aucune distribution de dividendes si le ratio annuel de couverture (défini comme le ratio des flux de trésorerie disponibles générés au cours de l'année précédente sur la somme des loyers dus au titre de cette même année) est inférieur à un certain niveau ajusté en fonction des projets. Au maximum, ce ratio est de 1,20 ;
Et/ou la constitution d'un compte de réserve du service de la dette, visant à recevoir et conserver six mois de service de la dette.

Ces dispositions concernent un nombre limité de projets et portent sur des montants non significatifs au regard de la trésorerie du Groupe.

7.2 FILIALES IMPORTANTES DE LA SOCIÉTÉ

7.2.1 Organigramme

L'organigramme du Groupe au 31 décembre 2010 est présenté ci-dessous. La liste de l'ensemble des sociétés consolidées par la Société au 31 décembre 2010 figure en note 36 de l'annexe aux états financiers consolidés de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2010 insérés au chapitre 20 du présente document de référence.

Les sociétés dont les noms suivent :

Omnicane Thermal Energy Operations (St Aubin) Limited, (en abrégé OTEO St Aubin)
Omnicane Thermal Energy Operations (La Baraque) Limited. (en abrégé OTEO La Baraque)

sont les sociétés antérieurement dénommées respectivement Compagnie Thermique du Sud CTDS et Compagnie Thermique de Savannah CTSAV, qui exploitent des centrales thermiques à l'île Maurice.

7.2.2 Acquisitions et cessions récentes

Les acquisitions et cessions réalisées par le Groupe au cours des exercices clos les 31 décembre 2009 et 2008 sont décrites respectivement dans le document de référence enregistré par l'Autorité des marchés financiers le 30 avril 2010 sous le numéro R.10.031 et dans le document de référence enregistré par l'Autorité des marchés financiers le 15 juin 2009 sous le numéro R.09.0057.

Les acquisitions réalisées au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010 sont décrites au paragraphe 9.2.4 du présent document de référence.

A été réalisée au cours de ce même exercice 2010 pour un montant de 156 milliers d'euros la cession par SECHILIENNE-SIDEC SA de 987 actions soit 17,03 % du capital de la Compagnie Industrielle des Cendres et Mâchefers CICM, dont la Société ne détient plus que 33,98 %.

Début 2011, le Groupe a porté à 100 % sa participation dans SCE Société de Conversion d'Energie (antérieurement de 95,02 %) et dans PLEXUS SOL (antérieurement de 95,03 %).

7.3 PARTENAIRES DU GROUPE DANS LES FILIALES NON CONTROLEES OU FAISANT L'OBJET D'UN CONTRÔLE CONJOINT

7.3.1 Filiales mauriciennes

7.3.1.1 Compagnie Thermique de Bellevue (CTBV)

Les partenaires du Groupe, détenant 73 % de Compagnie Thermique de Bellevue (CTBV), sont la Société HBM² (51 %), le Sugar Investment Trust³ (SIT) (14 %) et la State Investment Corporation⁴ (8 %).

7.3.1.2 Omnicane Thermal Energy Operations (St Aubin) Limited, en abrégé OTEO - St Aubin (ex CTDS)

Les partenaires du Groupe, détenant 75 % de Omnicane Thermal Energy Operations (St Aubin) Limited (ex CTDS), sont la Compagnie Energie Sud Limitée⁵ (CESL) (60 %) et le Sugar Investment Trust (SIT) (15 %).

7.3.1.3 Omnicane Thermal Energy Operations (La Baraque) Limited, en abrégé OTEO – La Baraque (ex CTSAV)

Les partenaires du Groupe, détenant 75 % de Omnicane Thermal Energy Operations (La Baraque) Limited (ex CTSAV), sont la Compagnie Energie Savannah Limitée⁶ (60 %) et le Sugar Investment Trust (SIT) (15 %).

7.3.2 Filiales françaises

7.3.2.1 Société Power Alliance

Le partenaire du Groupe, détenant 50 % de Société Power Alliance, est la société Energipôle Holding⁷ .

² consortium (partnership with joint and several liability) regroupant Harel Frères limited, The Beau Plan Sugar Estate Comapny, The Mount Sugar Estates Company qui sont dans des sociétés de production de sucre et de plantation de cannes à sucre du nord de l'île Maurice.

³ société coopérative d'investissement détenues par les travailleurs de l'industrie sucrière mauricienne

⁴ lié aux pouvoirs publics de l'Ile Maurice.

⁵ société appartenant au groupe Mon Trésor et Mon Désert Limited (MTMD) dont les activités sont essentiellement la production du sucre dans le sud de l'île Maurice.

⁶ société appartenant au groupe Mon Trésor et Mon Désert Limited (MTMD) dont les activités sont essentiellement la production du sucre dans le sud de l'île Maurice.

⁷ SA ayant pour associées fondatrices la société anonyme de Droit belge EXTERNALIS et les SAS de droit français NOVATEC et DEMETER

7.3.2.2 Société Energipôle Quantum

Le partenaire du Groupe, détenant 50% de Société Energipôle Quantum, est la société Energipôle Caraïbes⁸ .

7.3.2.3 Société Quantum Caraïbes

Le partenaire du Groupe, détenant 50% de Société Quantum Caraïbes, est la société SARL FEDENT⁹ .

7.3.2.4 Société Elect'Securité

Les partenaires du Groupe, détenant 70% de Société Elect'Securité, sont M. Gilbert Hillairet (18,6%), Madame Françoise Dejouy (18,4%) et la Sas SOCOGEST (33%).

7.3.2.5 Société SARL des Eoliennes de Plouigneau

Le partenaire du Groupe, détenant 50% de Société SARL des Eoliennes de Plouigneau, est M. JP Tromelin.

⁸ filiale de la société Energipole Holding

⁹ appartient au pole patrimonial du groupe indépendant et familial Financière Duval dont les divers pôles sont contrôlés par la Holding SAS Financière Duval

CHAPITRE 8 : PROPRIÉTÉS IMMOBILIÈRES, USINES ET ÉQUIPEMENTS

8.1 IMMOBILISATION CORPORELLES

Les tableaux ci-dessous recensent les lieux d'implantation des centrales du Groupe en service au 31 décembre 2010 et indiquent la situation juridique des terrains d'assiette et des équipements. La durée des baux couvre la durée des contrats long-terme relatifs aux installations de production d'électricité. A la connaissance de la Société, il n'existe pas de liens entre les bailleurs et le Groupe ou ses dirigeants.

Les installations financées en crédit bail n'appartiennent pas au Groupe, sauf pour la partie immobilière qui fait l'objet d'une hypothèque. Dans les autres cas, les équipements font l'objet d'un gage au profit des prêteurs et ce jusqu'au remboursement total de la dette.

Par ailleurs, le siège social de la Société est détenu en location et regroupe les fonctions de direction et opérationnelles du Groupe.

Dans les DOM français CTBR-1 Centrale de 60 1992 Contrat de Rachetés en juillet 2007 Compagnie Thermique de cogénération bail à par la CTBR au crédit Bois-Rouge (Réunion) bagasse/charbon construction bailleur CTBR-2 Centrale de 48 2004 Contrat de Partie mobilière de Compagnie Thermique de cogénération bail à l'installation financée en Bois-Rouge (Réunion) bagasse/charbon construction crédit-bail CTG-A Centrale de 64 1995 Contrat de Compagnie Thermique du cogénération bail à la CTG au crédit-bailleur GOL (Réunion) bagasse/charbon construction CTG-B Centrale de 58 2006 Propriété de Partie mobilière de Compagnie Thermique du cogénération la CTG l'installation financée en GOL (Réunion) bagasse/charbon crédit-bail CTM Centrale de 64 1998 Propriété de Partie mobilière de Compagnie Thermique du cogénération la CTM l'installation financée en Moule (Guadeloupe) bagasse/charbon crédit-bail CCG Centrale thermique de 40 2007 Contrat de Compagnie de Cogénération pointe/Turbine à bail à du Galion (Martinique) combustion à fioul construction propriété de la CCG domestique	Nature et localisation des installations	Situation des équipements



		Rachetés en juin 2010 par


		Equipements financés par emprunts et fonds propres,
	Hors de France
CTBV Centrale de 70 2000 Propriété de Compagnie Thermique de cogénération la société Belle-Vue (Ile Maurice) bagasse/charbon CTBV propriété de la CTBV		Equipements financés par emprunts et fonds propres,
Omnicane Thermal Energy Centrale de 35 2005 Propriété de operations OTEO Saint cogénération au la société Aubin (ex. CTDS) charbon CTDS propriété de la CTDS (Ile Maurice)		Equipements financés par emprunts et fonds propres,
Omnicane Thermal Energy Centrale de 90 2007 Propriété de operations OTEO La cogénération la société Baraque (ex. CTSAV) (Ile bagasse/charbon CTSAV propriété de la CTSAV Maurice)		Equipements financés par emprunts et fonds propres,
TOTAL 529

8.1.1 Installations thermiques en exploitation au 31 décembre 2010

Il est précisé qu'outre ces installations thermiques en exploitation, le Groupe avait à la fin de l'exercice 2010 couplé au réseau de Guadeloupe la centrale de CARAÏBES ENERGIE, centrale à charbon d'une capacité brute de 38 MW, en vue d'une mise en service industriel en 2011 (qui est intervenue le 8 mars 2011).

		Capacité installée		Nature et localisation des installations	Situation des terrains	Situation
En MWc	En service	En attente de raccordement	Sur toitures d'immeubles, bâtiments et entrepôts	Plain-champ	d'assiette	des équipements
France métropolitaine Quantum Energie Pierrelatte Fabrègues	8,2			8,2	Les terrains sont pris à bail (baux emphytéotiques)	Equipements financés par fonds propres et emprunts
Océan Indien SCE, SCEM, Plexus-Sol Power Alliance	18,4	1,1	17,5	2,0	Les toitures ou terrains d'assiette sont loués aux propriétaires, des terres, immeubles, bâtiments et des entrepôts concernés, dans le cadre de contrat de bail	Equipements loués à des SNC avec option d'achat au terme de cinq ans
Antilles QEA, QEH, Quantum Caraïbes	7,1	4,8	11,4	0,5	Les terrains sont pris à bail	Equipements propriété des Sociétés pour partie et loués à des SNC avec option d'achat au terme de cinq ans pour le solde
QEL	4,0			4,0	Les terrains sont pris à bail (baux emphytéotiques)	Equipements propriété de la Société pour partie et loués pour cinq ans à une SNC fiscale pour le solde
Guyane QEG	1,8			1,8	Les terrains sont pris à bail (baux emphytéotiques)	Equipements propriété de la Société pour partie et loués pour cinq ans à une SAS fiscale pour le solde
Espagne Sociétés Sun Développers 15 et Sun Orgiva	2,4			2,4	Les terrains sont pris à bail (baux emphytéotiques)	Equipements financés en crédit-bail
Italie Sociétés Quant Energia Italia et Quant 2008 A	1,0	1,0		2,0	Les terrains sont pris à bail (baux emphytéotiques)	Equipements financés en crédit-bail
Total	42,9	6,9	28,9	20,9
		49,8		49,8

8.1.2 Installations photovoltaïques

Il est précisé qu'outre ces installations photovoltaïques en exploitation, était en construction par QEG au 31/12/2010, pour mise en service au premier trimestre 2011, le solde (10,2 MW) de la centrale Guyanaise de KOUROU.

Nature et localisation des installations	Capacité brute en MW en exploitation	Mise en service	Situation des terrains d'assiette	Situation des équipements
Parc de Vanault-le-Châtel Marne	8,5	2007	Contrat de bail	Installation financée sur emprunts et
(SAS Eoliennes de Marne et			emphytéotique	fonds propres, et crédit-bail avec
Moselle)				location à l'établissement crédit-bailleur
Parc de Bambesch Moselle	12,0	2007	Contrat de bail	Installation financée sur emprunts, fonds
(SAS Eoliennes de Marne et			emphytéotique	propres, et crédit-bail avec location à
Moselle)				l'établissement crédit-bailleur à l'établissement crédit-bailleur
Parc de Niedervisse Moselle	12,0	2008	Contrat de bail	Installation financée sur emprunts, fonds
(SAS Eoliennes de Marne et			emphytéotique	propres, et crédit-bail avec location à
Moselle)				l'établissement crédit-bailleur
Parc de Clamanges et de	10,0	2008	Contrat de bail	Installation financée en crédit-bail, louée
Villeseneux			emphytéotique	à l'établissement financier crédit
Marne				bailleur
Parc de la Porte de France Moselle	8,0	2010	Contrat de bail	Installation financée sur emprunts et
(SAS Eoliennes de la Porte de			emphytéotique	fonds propres, propriété de la SAS
France)
Total	50,5

8.1.3 Installations Eoliennes

Etait en outre en construction au 31/12/2010, pour mise en service en 2011, le parc éolien d'HENINEL (6 MW) dans le Nord-Pas de Calais.

8.2 LA POLITIQUE ENVIRONNEMENTALE

Le Groupe a pour préoccupation constante de contribuer au développement durable, en répondant aux besoins du présent sans compromettre la capacité des générations futures à répondre aux leurs.

Aussi, le Groupe privilégie systématiquement dans l'exercice de son métier de producteur d'électricité les solutions fondées sur l'emploi de sources propres et renouvelables, autant que le permet la disponibilité de ces ressources au regard de la demande à satisfaire, dans les régions où il opère.

A la date du présent document, le Groupe n'est confronté à aucun litige environnemental.

Le solaire comme l'éolien sont des formes de production d'énergie indéfiniment renouvelables, ne contribuant pas à l'effet de serre et ne générant pas de résidus préjudiciables en termes d'environnement.

De ce fait, le bilan environnemental est présenté uniquement pour les activités thermiques du Groupe.

8.2.1 Consommation de ressources

8.2.1.1 Données chiffrées concernant les éléments environnementaux des centrales thermiques de Séchilienne-Sidec

Consommation d'énergie (en milliers de tonnes)	2010	2009	2008
Charbon
CTBR 1 et 2	354,3	313,8	339,1
CTG A et B	340,4	336,9	338,9
CTM	151,5	117,7	181,2
Total	846,2	768,4	859,2
Bagasse
CTBR 1 et 2	265,8	244,2	230,8
CTG A et B	275,1	293,0	278,9
CTM	167,0	141,2	152,2
Total	707,9	678,4	661,9
Fioul domestique
CCG	22,7	12,4	8,3

Consommation d'eau (en milliers de m3 )	2010	2009	2008
Eau brute
CTBR 1 et 2	3014,6	2772,8	3054,8
CTG A et B	2970,6	2796,7	2991,1
CTM	1430,0	1058,6	1565,5
CCG	26,8	12,2	10,0
Total	7442	6640,3	7621,4
Eau déminéralisée
CTBR 1 et 2	47,4	43,4	86,0
CTG A et B	67,7	63,7	43,9
CTM	125,0	80,9	107,9
CCG	22,4	10,6	6,6
Total	262,5	198,6	244,4

Rejets dans l'air	2010	2009	2008
Poussières (en tonnes)
CTBR 1 et 2	78,2	129,0	94,7
CTG A et B	20,3	26,5	17,2
CTM	37,0	24,0	34,0
CCG	8,6	6,6	1,7
Total	144,1	186,1	147,6
CO2 (en milliers de tonnes)
CTBR 1 et 2	834,6	751,7	817,8
CTG A et B	798,4	819,9	812,9
CTM	337,6	300,1	470,4
CCG	71,0	39,2	26,1
Total	2 041,6	1 910,9	2 127,2
S O2 (en tonnes)
CTBR 1 et 2	3 118,6	2 547,4	2 853,3
CTG A et B	1 177,1	2 090,2	2 127,3
CTM	1 721,5	1 298,9	2 307,3
CCG	10,4	6,2	2,0
Total	6 027,6	5 942,7	7 289,9
NOx (en tonnes)
CTBR 1 et 2	1 818,0	1 603,5	1 822,0
CTG A et B	1 222,0	930,8	558,3
CTM	1 123,0	800,0	1 176,3
CCG	62,4	46,8	34,0
Total	4 225,4	3 381,1	3 590,6
Rejets liquides (en milliers de m3 )
CTBR 1 et 2	240,0	308,0	496,7
CTG A et B	701,9	939,0	925,1
CTM	283,5	113,9	317,4
CCG	4,4	2,2	2,8
Total	1 229,8	1 363,1	1 742,0

Résidus solides (exprimés en valeur brute et milliers de tonnes)	2010	2009	2008
Scories
CTBR 1 et 2	34,3	31,9	32,2
CTG A et B	27,0	27,1	23,5
CTM	6,8	9,5	12,3
CCG	-	-	-
Total	68,1	68,5	68,0
Cendres
CTBR 1 et 2	71,4	56,8	55,8
CTG A et B	63,2	63,2	55,8
CTM	13,6	8,5	6,9
CCG	-	-	-
Total	148,2	128,5	118,5

8.2.1.2 Quotas d'émission de gaz à effet de serre

Les centrales thermiques du Groupe implantées dans les DOM figurent parmi les exploitations auxquelles sont affectées gratuitement des quotas d'émission de dioxyde de carbone (CO2). Il s'agit des centrales thermiques suivantes : CTBR-1, CTBR-2, CTG-A, CTG-B, CTM et CCG.

Le Groupe estime que les quotas de CO² qui lui ont ainsi été attribués pour 2008 dans le cadre du second plan national d'allocation de quotas "PNAQ II" couvrant la période 2008-2012 sont insuffisants dans la mesure où les quantités de CO² émises par ses centrales concernées les premières années de cette période sont déjà supérieures aux quotas attribués.

Le tableau ci-dessous indique les quotas alloués à chacune des centrales, en exploitation, en 2008, et 2009 et 2010 ainsi que les quantités de CO2 respectivement émises par elles.

	2008		2009		2010
En tonnes de CO2	Allocation	Emission	Allocation	Emission	Allocation	Emission
CTBR 1 et 2	582 264	817 789	582 264	751 654	582 264	834 625
CTG A et B	690 135	810 757	736 478	819 921	736 478	798 358
CTM	283 556	470 386	283 556	300 107	283 556	337 558
CCG	51 120	26 061	51 120	39 190	51 120	70 965
Caraïbes Energie
Total	1 607 075	2 124 993	1 653 418	1 910 872	1 653 418	2 041 506

Les quotas 2010 alloués à CTG-B et à CCG par voie d'arrêtés, ne leur ont pas encore été effectivement délivrés par l'Administration.

Au surplus, l'article 8 de la loi de finance rectificative pour 2008 ouvre une possibilité de réduction additionnelle des quotas qui n'a pas été mise en œuvre jusqu'ici mais pourrait l'être ultérieurement.

En outre, l'article 64 de la loi de finances pour 2011 permet à l'Etat de procéder à l'allocation à titre onéreux de jusqu'à 10 % des quotas délivrés au cours de la période de 5 ans couverte par le PNAQ 2008-2010, et confie à un décret le soin de déterminer la proportion des quotas d'émission qui serait délivrée à titre onéreux en 2011 et 2012. Ce décret n'est pas intervenu jusqu'ici.

Tous ces éléments obligeraient, en l'absence d'éléments correcteurs, les centrales thermiques du Groupe concernées (CTBR-1, CTBR-2, CTG-A, CTG-B, CTM et CCG) à devoir progressivement supporter les coûts d'achats de plus en plus importants sur le marché des tonnages correspondant au différentiel entre les émissions des centrales et les quotas attribués.

Cependant, tel que précisé au point 9.2.1 du présent document de référence, les contrats signés avec EDF pour les centrales CTBR-1, CTBR-2, CTG-A, CTG-B et CTM intègrent une clause de maintien de l'équilibre économique en cas de survenance de circonstances non prises en compte au moment de leur conclusion et affectant cet équilibre de façon significative.

La mise en application de cette clause a permis de signer avec EDF en juillet 2009 des avenants validés par la Commission de Régulation de l'Energie (CRE) aux contrats pour les centrales de CTBR-1 et CTBR-2, CTG-A, CTG-B et CTM. Ces avenants permettent une refacturation à EDF de l'essentiel de ces coûts sur une base mensuelle, à l'exclusion d'une franchise restant à la charge des centrales thermiques. Cette franchise sera calculée sur la base du coût des tonnes de CO² achetées pour compenser l'insuffisance des quotas. Elle est plafonnée à 2 M€ au total pour les 5 centrales concernées. L'effet de ces avenants a été comptabilisé dans les comptes arrêtés au 31 décembre 2009 et au 31 décembre 2010.

Les prévisions d'émission de CO² sont plus complexes pour la centrale CCG (turbine de pointe destinée à permettre à EDF d'écrêter ses pics de consommation). La Société prévoit de solliciter auprès d'EDF et de la CRE une adaptation du contrat d'exploitation de CCG, conformément au principe d'équilibre économique déjà adopté pour les autres centrales. L'objectif de la Société serait d'assurer une entrée en vigueur de cet avenant au plus tard en 2013.

Le contrat d'achat d'électricité concernant la future centrale de Caraïbes Energie (« CE ») qui a été signé après la mise en place des quotas de CO² intègre une formule de refacturation des coûts d'achat de CO² similaire à celle prévue dans les avenants qui ont été conclus pour CTBR, CTM et CTG mais avec une franchise plafonnée à 1 million d'euros. Selon ce contrat, les refacturations à EDF devront être effectuées sur une base annuelle (et non mensuelle) résultant de la moyenne des cours journaliers de l'année écoulée, laissant ainsi à CE la responsabilité de se couvrir par un mécanisme approprié sur l'écart entre les cours journaliers et leur moyenne annuelle. Mais, la Société prévoit de solliciter auprès d'EDF et de la CRE une adaptation du contrat afin de revenir à une base mensuelle comme pour les autres contrats. La Société souhaiterait assurer une entrée en vigueur de cet avenant en 2011.

Une demande d'attribution de quotas d'émission pour CE a été formulée le 22 octobre 2010 auprès de la Préfecture de Guadeloupe.

8.2.2 Gestion des impacts environnementaux dans le cadre des nouveaux projets

La centrale de Caraïbes Energie en Guadeloupe dont la construction s'est achevée fin 2010 et qui a été mise en service industriel le 8 mars 2011 comporte des technologies de pointe pour préserver l'environnement.

(i) L'objectif recherché

L'objectif recherché dans sa conception a été la conformité maximale permise en liaison avec ses caractéristiques dimensionnelles (38 MW bruts) et sa localisation (zone insulaire tropicale) avec les meilleures techniques disponibles (MTD) dans le secteur des grandes installations de combustion, répertoriées dans les documents appelés BREF, établis en parallèle avec une directive européenne entrée en application en octobre 2007.

La conception de la centrale a été initiée en prenant en compte dans cet esprit toutes les rubriques traitées par les BREF : stockage et manutention du combustible, technologie de combustion (conduisant à un rendement de combustion voisin de 92 %), rendement thermique, émission de particules, métaux lourds, émission d'oxyde de soufre SO2, émission d'oxyde d'azote, émission de monoxyde de carbone, émission de HF et de HC, émission d'ammoniac, résidus de combustion et sous-produits, rejets d'eaux.

(ii) La problématique de la rareté de la ressource en eau

La problématique de la rareté de la ressource en eau dans la région d'implantation de la nouvelle centrale a été un élément environnemental déterminant dans sa conception.

Pour en tenir compte, il n'y aura pas de tours aéroréfrigérantes à Caraïbes Energie. Le refroidissement nécessaire à la condensation de la vapeur en sortie de turbine sera effectué avec de l'air dans un aérocondenseur, ce qui permettra une réduction drastique des besoins en eau (à titre de comparaison, la centrale CTM mise en service à la Guadeloupe en 1998 consomme environ 4m³ d'eau par MWh d'électricité produit, Caraïbes Energie en consommera 1,1 m³ /MWh, soit presque quatre fois moins).

La centrale de Caraïbes Energie sera la première centrale thermique du Groupe à être ainsi équipée d'un système aérocondenseur. Les centrales précédentes ont des tours aéroréfrigérantes, dont l'activité bactérienne fait l'objet d'une surveillance étroite en conformité avec les dispositions législatives et réglementaires relatives à la prévention de la légionellose.

8.2.3 Actualisation des arrêtés d'autorisation d'exploiter des installations classées pour la protection de l'environnement, en application des prescriptions de la Directive européenne IPPC

Le Ministère en charge de l'Ecologie et de l'Energie a placé parmi ses priorités d'action pour 2010 et 2011, dans le domaine de la prévention des risques, la conformité des autorisations d'exploitation des installations concernées par la Directive européenne IPPC (Integrated Pollution Prevention and Control) avec les prescriptions de cette directive.

Les dossiers du Groupe sur lesquels cette action a débuté concernent les centrales de CTM (Compagnie Thermique du Moule) et de CE (Caraïbes Energie) à la Guadeloupe. Pour la première, l'Administration a établi un nouvel arrêté préfectoral (en date du 26 octobre 2010) se substituant à l'arrêté existant d'autorisation d'exploitation d'une installation classée pour la protection de l'environnement ICPE. Et pour la seconde, elle a bâti le texte initial d'autorisation d'exploiter au titre des ICPE. L'édiction de ces normes n'entraînera pas de modifications à apporter aux installations des deux unités, dont les caractéristiques environnementales respectaient de façon anticipée les dispositions visant à la conformité avec la directive IPPC.

L'Administration a ensuite fait porter son effort sur les dossiers des unités de production CTG-A et CTBR-1 à la Réunion. Dans l'un et l'autre cas, elle a établi un arrêté complémentaire à l'arrêté initial d'autorisation d'exploiter une ICPE (arrêtés du 16 décembre 2010).

La mise en application de ces arrêtés n'entraînerait de modifications significatives à apporter aux unités en faisant l'objet que pour CTBR-1 (investissement de traitement de poussières).

S'agissant enfin des centrales CTBR-2 et CTG-B, ces dossiers sont à un stade de pré-examen par l'Administration, qui n'a pas encore débouché sur l'établissement de nouveaux projets d'arrêtés.

CTG-B a fait l'objet de constats de dépassement de la valeur limite à l'émission de NOx, qui ont généré une mise en demeure de mise en conformité, et conduit au dépôt d'un programme d'investissements étalés sur 10 mois, en vue de l'obtention de cette conformité au plus tard le 31 octobre 2011.

8.2.4 Certifications HQSE (Hygiène, Qualité, Sécurité et Environnement) et Audits environnementaux

a) Certifications HQSE

Les démarches Qualité, Santé Sécurité et Environnement sont des outils de gestion et de management efficaces, en même temps qu'elles facilitent la réalisation des prescriptions des Autorités Réglementaires et la satisfaction des attentes des clients.

Leur mise en œuvre répond en effet à une pluralité d'objectifs : améliorer la sécurité des matériels et des personnes, réduire les possibilités d'occurrence de sinistres et atténuer l'impact de ceux qui pourraient survenir, maîtriser les risques environnementaux et diminuer l'emprunte environnementale, formaliser les retours d'expérience, augmenter la productivité et alléger le coût des primes d'assurances.

La Compagnie Thermique du GOL a initié ces démarches en fin 2009 et a mis en place en 2010 un management intégré QSE avec pour objectif une certification aux normes reconnues internationalement ISO 9001, ISO 14001 et ILO-QSH 2001. Elle a obtenu la certification AFNOR sur ces trois normes en février 2011.

La Compagnie Thermique de Bois-Rouge CTBR a initié la même démarche courant 2010 en vue de l'obtention d'un audit de certification en fin 2011.

Les centrales mauriciennes et CTM suivront le même processus.

b) Audits environnementaux

Des audits environnementaux ont été réalisés au cours du troisième trimestre 2010 pour les centrales thermiques du Groupe en exploitation industrielle hors de l'Ile Maurice (centrales de la CTBR et de la CTG à la Réunion et de la CTM à la Guadeloupe) et pour les installations portuaires de stockage de charbon du Groupe à La Réunion.

1. Synthèse de l'audit Environnement pour CTBR

Un audit Environnement de la Centrale Thermique du Bois Rouge du groupe Séchilienne--Sidec localisé à Saint-André (974) a été réalisé par URS les 13 et 14 octobre 2010. Le site se trouve dans une zone industrielle à environ 4 km au nord-ouest du centre-ville de Saint-André et 4 km à l'est du centre-ville de Sainte-Suzanne. Il est spécialisé dans la production de vapeur et d'électricité à partir de bagasse ou de charbon.

Le site a été construit en 1991 sur un terrain dont une partie a été utilisée comme zone de stockage de matériel de production de la sucrerie de Bois Rouge et l'autre a été utilisée comme zone résidentielle (habitations et palmeraie). Une évolution majeure a été apportée au site en 2004 avec la construction d'une seconde unité de production. L'activité est restée similaire depuis la construction du site.

Les objectifs de l'audit environnement sont d'apprécier la conformité du site vis-à-vis de la réglementation existante, en vigueur et prochainement applicable, de développer une évaluation des coûts de mise en conformité réglementaire, et d'évaluer le risque de passif sol et eaux souterraines et la nécessité de procéder à des investigations du sol et des eaux souterraines.

En raison des facteurs suivants :

la proximité du site avec l'Océan Indien, et
l'absence de puits à usage sensible situés en aval hydrogéologique supposé par rapport au site,

la sensibilité environnementale du site est jugée faible vis-à-vis des eaux souterraines et élevée vis-àvis des eaux de surface.

Le site dispose de deux arrêtés préfectoraux distincts pour l'exploitation de ses deux unités de production. Pour chaque unité, le site est soumis à Autorisation au titre de la législation des installations classées pour la protection de l'environnement pour l'exploitation d'installations de combustion (Rubrique n° 2910), d'installations de refroidissement par dispersion d'eau dans un flux d'air (Rubrique n° 2921) et à Déclaration ou à Autorisation pour l'exploitation d'un dépôt de charbon (Rubrique n° 1520). Il est également soumis pour chaque unité de production à Déclaration pour ses installations de réfrigération/compression (Rubrique n° 2920) et une installation de criblage/concassage de charbon (Rubrique n° 2515).

Les recommandations et/ou non-conformités identifiées par URS ont toutes fait l'objet d'études spécifiques visant à déterminer les travaux à réaliser, leur calendrier et leur budget. Ainsi toutes les recommandations et/ou non-conformités seront traitées en 2011, 2012 et 2013 en fonction de leur criticité et des contraintes d'exploitation de la centrale. L'ensemble des budgets identifié est cohérent avec le plan d'investissements défini par la société pour les années à venir et correspond à un niveau normal d'investissements pour pérennisation d'outils industriels de même nature.

2. Synthèse de l'audit Environnement pour CTG

Un audit Environnement de la Centrale Thermique du Gol du groupe Séchilienne - Sidec localisé à Saint-Louis (974) a été réalisé par URS les 11 et 12 octobre 2010. Le site se trouve dans une zone industrielle à environ 1,5 km au nord-ouest du centre-ville de Saint Louis. Il est spécialisé dans la production de vapeur et d'électricité à partir de bagasse ou de charbon.

Le site a été construit entre 1992 et 1994 sur un terrain utilisé historiquement comme cimetière puis comme route nationale (dates non connues). Une évolution majeure a été apportée au site en 2006 avec la construction d'une seconde unité de production. L'activité est restée similaire depuis la construction du site.

Les objectifs de l'audit Environnement sont d'apprécier la conformité du site vis-à-vis de la réglementation existante, en vigueur et prochainement applicable, de développer une évaluation des coûts de mise en conformité réglementaire, et d'évaluer le risque de passif environnemental pour les sols et les eaux souterraines.

En raison des facteurs suivants :

la proximité du site avec des cours d'eau superficiels de jetant dans l'Océan Indien,
la présence d'un d'ouvrage à usage sensible considéré comme vulnérable (captages d'alimentation en eau potable à environ 1,4 km du site), et
la fluctuation possible du sens d'écoulement de la nappe phréatique.

la sensibilité environnementale du site est jugée élevée vis-à-vis des eaux souterraines et modérée vis-à-vis des eaux de surface.

Le site dispose de deux arrêtés préfectoraux distincts pour l'exploitation de ses deux unités de production. Pour chaque unité, le site est soumis à Autorisation au titre de la législation des installations classées pour la protection de l'environnement pour l'exploitation d'installations de combustion (Rubrique n°2910), d'installations de refroidissement par dispersion d'eau dans un flux d'air (Rubrique n° 2921) et d'un dépôt de charbon (Rubrique n° 1520). Il est également soumis pour chaque unité de production à Déclaration pour ses installations de réfrigération/compression (Rubrique n° 2920), une installation de criblage/concassage de charbon (Rubrique n° 2515), et, pour une des unités, pour un stockage de bagasse (Rubrique n° 2160).

3. Synthèse de l'audit Environnement pour le dépôt de charbon (Réunion)

Un audit Environnement du dépôt de charbon du groupe Séchilienne -Sidec localisé au Port (974) a été réalisé par URS le 14 octobre 2010. Le site se trouve dans une zone portuaire à environ 500 m à l'ouest du centre-ville de La Possession et à 2,5 km au nord-est du centre-ville de du Port. Il est dédié à la réception, au stockage et à l'expédition de charbon. Le site a été construit en 1991 sur des terrains non exploités. L'activité est restée similaire depuis la construction.

En raison des facteurs suivants :

la présence d'un ouvrage à usage sensible considéré comme vulnérable (captages d'alimentation en eau potable à environ 1,4 km du site), et
la proximité du site avec l'Océan Indien et le bassin du port Réunion Est,

la sensibilité environnementale du site est jugée élevée vis-à-vis des eaux souterraines et des eaux de surface.

Le site est soumis à Autorisation au titre de la législation des installations classées pour la protection de l'environnement pour son activité de stockage de charbon (Rubrique n° 1520) et dispose d'Arrêté Préfectoral daté du 6 octobre 1992 qui était en cours de mise à jour à la date de l'audit.

4. Synthèse de l'audit Environnement pour CTM

Un audit environnement du site CTM, situé au lieu-dit Gardel sur le territoire de la commune du Moule (Guadeloupe) a été réalisé par URS les 11 et 12 octobre 2010. Le site est une centrale consacrée à la production de vapeur et d'électricité à partir de la combustion de résidus de canne (bagasse) fournis par la sucrerie voisine et/ou de charbon. La centrale assure la production d'environ 25 % de l'électricité distribuée par le réseau EDF sur l'île.

Considérant la distance du site avec les eaux superficielles les plus proches, la sensibilité environnementale du site vis-à-vis des eaux superficielles est considérée comme faible à modérée.

Etant donné la présence d'un captage d'alimentation en eau potable à environ 2 km du site en position latérale hydraulique supposée, la sensibilité environnementale du site vis-à-vis des eaux souterraines est considérée comme modérée.

Les objectifs de l'audit environnement sont d'apprécier la conformité du site vis-à-vis de la réglementation existante, en vigueur et prochainement applicable, de développer une évaluation des coûts de mise en conformité réglementaire, et d'évaluer le risque de passif environnemental pour les sols et les eaux souterraines.

Le site est soumis à autorisation au titre de la législation des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement au titre de ses installations de combustion (rubrique 2910), de refroidissement (rubrique 2921), de stockage de charbon (rubrique 1520). Des activités et installations soumises à déclaration sont également exploitées sur le site.

A la date de l'audit, le site était soumis à un arrêté préfectoral daté du 5 mai 1997, complété par plusieurs arrêtés préfectoraux. L'essentiel des prescriptions techniques sont notamment fixées par un arrêté du 8 juin 2005. Néanmoins, un nouvel arrêté préfectoral, destiné à remplacer les précédents était en cours de préparation. Lors de l'audit, le projet final d'arrêté était disponible. Dans le cadre de cet audit, la conformité du site a été appréciée au regard du projet d'arrêté d'autorisation d'exploiter, ce dernier étant considéré comme référentiel réglementaire actualisé et pertinent.

5. Synthèse de l'audit Environnement du site de CTM – Baie Mahault

Un audit Environnement du site CTM, situé sur le territoire de la commune de Baie-Mahault (Guadeloupe) a été réalisé par URS le 13 octobre 2010. Le site est un hangar de stockage de charbon d'une capacité de 18 000 tonnes, destiné à alimenter la centrale mixte CTM bagasse / charbon du Moule.

Considérant la proximité du site avec la baie Petit-Cul-de-Sac, la sensibilité environnementale du site vis-à-vis des eaux superficielles est considérée comme élevée.

Etant donné l'absence de puits à usage sensible dans un rayon de 5 km autour du site et la présence de deux sources à usage sensible à 500 m et 1,9 km du site, la sensibilité environnementale du site vis-à-vis des eaux souterraines est considérée comme faible à modérée.

Le site est soumis à autorisation au titre de la législation des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement au titre de son activité de stockage de charbon (rubrique 1520).

Le site dispose d'un arrêté préfectoral d'autorisation d'exploiter daté du 5 mai 1997.

Aucune action de mise en conformité excédant le seuil de matérialité de 20 k€ utilisé pour cette étude n'a été identifiée.

6. Synthèse de l'audit Environnement du site de CCG – Trinité, Martinique

Un audit Environnement du site CCG, situé sur le territoire de la commune de la Trinité (Martinique) a été réalisé par URS le 14 octobre 2010. Le site est une centrale thermique fonctionnant au fuel ordinaire domestique (FOD) d'une puissance maximale thermique de 118.6 MW.

Considérant la proximité du site avec la rivière et la Baie du Galion, la sensibilité environnementale du site vis-à-vis des eaux superficielles est considérée comme élevée.

Etant donné l'absence de puits à usage sensible situés en aval hydrogéologique supposé par rapport au site, la sensibilité environnementale du site vis-à-vis des eaux souterraines est considérée comme faible.

Le site est soumis à autorisation au titre de la législation des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement au titre de ses installations de combustion (rubrique 2910), de stockage de fuel ordinaire domestique (rubrique 1432) et de chargement/déchargement d'un dépôt soumis à autorisation (1434).

Le site dispose d'un arrêté préfectoral d'autorisation d'exploiter daté du 5 septembre 2006.

CHAPITRE 9 : EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DU RÉSULTAT

En application de l'article 28 du règlement (CE) n°809/2004 de la Commission européenne du 29 avril 2004, les informations suivantes sont incluses par référence dans le présent document de référence : l'examen de la situation financière et des résultats du Groupe pour les exercices clos les 31 décembre 2009 et 31 décembre 2008.

Les parties non incluses de ces documents sont soit sans objet pour l'investisseur, soit couvertes par un autre endroit du document de référence.

9.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE

9.1.1 Présentation de l'activité

Le Groupe est un spécialiste de la production d'énergie en centrales thermiques de moyenne puissance spécialement charbon / biomasse et de toutes énergies renouvelables. Sa technicité et la qualité de ses équipes d'ingénieurs lui permettent de maîtriser toutes les étapes du cycle de vie des centrales : la conception, le financement, la construction et l'exploitation, partout dans le monde et notamment dans des environnements complexes.

Le Groupe organise son activité autour de trois domaines d'activité dans lesquels il opère : le thermique, l'éolien et le photovoltaïque.

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010, le Groupe a réalisé un chiffre d'affaires consolidé de 304,8 M€, dont 86,7 % au titre de l'activité thermique, 4,8 % au titre de l'activité photovoltaïque (hors vente de panneaux) et 1,9 % au titre de l'activité éolienne.

a) Thermique

Le Groupe a depuis sa création construit et exploité des unités fonctionnant au charbon (plus d'une trentaine), des unités bi-combustibles (sept centrales bagasse/charbon) et des unités fonctionnant au fioul (Turbine à combustion) et au gaz.

Le Groupe s'est particulièrement spécialisé dans les technologies de la cogénération (production simultanée de vapeur et d'électricité) et de la bioénergie par utilisation de combustibles renouvelables d'origine végétale.

Sur cette base, le Groupe exploitait, au 31 décembre 2010, 529 mégawatts (MW) de centrales thermiques dans l'Océan Indien et les Caraïbes, se décomposant en :

4 centrales bi-combustibles bagasse/charbon d'un total de 230 MW à la Réunion
3 centrales dont 2 bi-combustibles bagasse/charbon d'un total de 195 MW à l'île Maurice
1 centrale bi-combustibles bagasse/charbon de 64 MW à la Guadeloupe
1 centrale au fioul (turbine à combustion) de 40 MW à la Martinique.

Il a en outre couplé au réseau en fin 2010 une centrale charbon de 38 MW à la Guadeloupe (Caraïbes Energie) pour mise en service en mars 2011.

b) Photovoltaïque

Le Groupe a été l'un des tout premiers entrants en France dans le secteur de l'énergie solaire en 2006.

Le Groupe s'est ensuite développé dans ce secteur d'abord dans les Départements d'Outre-mer (DOM) puis en Europe continentale et, en particulier, dans certaines régions de France métropolitaine offrant également des conditions d'ensoleillement favorables.

A fin 2010, la puissance installée (raccordée et en attente de raccordement) du Groupe s'élevait à 49,8 MW.

c) Eolien

L'activité du Groupe dans ce secteur est à ce stade entièrement concentrée en France métropolitaine (50,5 MW en exploitation sur 5 champs éoliens au 31 décembre 2010). Le Groupe a été l'un des tout premiers entrants dans le secteur de l'Eolien dès 2002, lui permettant de valoriser, dans un segment émergent du marché de la production d'énergie, sa capacité à maîtriser toutes les étapes du cycle de vie des centrales : la conception, le financement, la construction et l'exploitation.

9.1.2 Evolution de la capacité de production

Au 31 décembre 2010, le Groupe disposait dans ses trois secteurs d'activité d'une capacité de production installée (raccordée ou en attente de raccordement) de 629,3 MW, à laquelle s'ajoutaient 54,3 MW en cours de construction.

en MW			31/12/2009 31/12/2010

Thermique		567,0	567,0
	en construction	38,0	38,0
	en attente de raccordement	0,0	0,0
	raccordés	529,0	529,0
Photovoltaïque		38,6	60,0
	en construction	8,7	10,2
	en attente de raccordement	10,9	6,9
	raccordés	19,0	42,9
Eolien		42,5	56,5
	en construction	0,0	6,0
	en attente de raccordement	0,0	0,0
	raccordés	42,5	50,5

TOTAL		648,1	683,5

dont installé (raccordé ou en attente de raccordement) 601,4 629,3

a) Activité Thermique

Un parc de 529 MW en exploitation et une unité de 38 MW proche de la mise en service, au 31 décembre 2010

A la Guadeloupe, les travaux de construction de la centrale au charbon Caraïbes Energie, d'une puissance de 38 MW, se sont poursuivis conformément au calendrier envisagé. Le premier feu de chaudière a eu lieu en octobre 2010 et le premier couplage au réseau électrique en décembre 2010. L'exploitation a débuté le 8 mars 2011.

Par ailleurs en terme de développement de projets :

L'ensemble des dossiers administratifs nécessaires à l'obtention du permis de construire de la centrale thermique bagasse – charbon CCG2 en Martinique (37,5 MW) ont été déposés courant 2010.
Le Groupe travaille également sur les dossiers d'installations de cogénération d'électricité et de chaleur fonctionnant à la bagasse et au charbon ayant fait l'objet d'autorisations d'exploiter pour un total de 55 MW (15 MW pour la centrale de Marie-Galante dans l'archipel guadeloupéen en mars 2009 et 40 MW pour le projet de Saint-André à la Réunion le 18 janvier 2010).
Enfin, le Groupe travaille sur un projet de construction d'une centrale électrique à charbon de 125 MW en Afrique sub-saharienne, dont il prendrait une participation majoritaire.

b) Activité Photovoltaïque

Un parc de 49,8 MW installés et 10,2 MW en construction, au 31 décembre 2010

Le parc installé et en construction est passé de 38,6 MW au 31 décembre 2009 (dont 19,0 MW en exploitation) à 60,0 MW au 31 décembre 2010 (dont 42,9 MW en exploitation).

Le Groupe a notamment mis en service en juin et novembre 2010 deux fermes photovoltaïques en plain-champ d'une capacité totale de 8,2 MW en France Métropolitaine, et en décembre une ferme photovoltaïque en plain-champ d'une capacité de 4,0 MW en Martinique (Lassalle).

La 1ère tranche (1,8 MW) du projet Kourou de 12,0 MW a également été mise en service en fin d'année (les 10,2 MW restant étant en cours de construction) ainsi qu'une première centrale italienne d'une capacité de 1,0 MW.

Les 6,9 MW en attente de raccordement concernent une deuxième centrale italienne de 1,0 MW et des toitures dans les DOM, dans les Caraïbes pour 4,8 MW et dans l'océan indien pour 1,1 MW.

c) Activité Eolien

Un parc installé de 50,5 MW et 6,0 MW en construction, au 31 décembre 2010

Le parc en exploitation, dont la puissance était de 42,5 MW au 31 décembre 2009, s'est accru de 8,0 MW avec la mise en service de Porte de France en décembre 2010. Une centrale de 6,0 MW (Héninel) était en cours de construction au 31 décembre 2010 et devrait être mise en service au début du second semestre 2011.

9.2 ÉVÈNEMENTS IMPORTANTS SURVENUS PENDANT L'EXERCICE

9.2.1 Activité Thermique

a) Contexte économique et réglementaire

Comme mentionné au § 8.2.3 du présent document de référence, des nouveaux arrêtés préfectoraux ont été adoptés concernant la conformité des autorisations d'exploiter des installations classées ICPE. Ils précisent que les centrales CTM, CE, CTG-A sont conformes aux normes environnementales. Ils précisent par ailleurs que la centrale CTBR-1 devra mener des actions d'amélioration de son système de traitement de poussière. Ils précisent enfin que les arrêtés concernant les centrales CTBR-2 et CTG-B sont encore à l'étude. Toutefois, un programme d'investissement concernant les émissions de NOx a déjà été mis en œuvre chez CTG-B qui permettra d'obtenir la conformité en 2011.

Le coût des matières premières énergétiques, après avoir connu une forte baisse en 2009, a en 2010 au contraire enregistré une hausse importante, passant à l'achat de 78 €/t en moyenne en 2009 à 92 €/t en 2010. Cette hausse du prix du charbon s'est poursuivie début 2011. Ce mouvement a impacté dans un sens favorable les ventes du Groupe du fait de l'indexation contractuelle du prix de vente de l'électricité au coût du combustible.

Concernant le CO2, les quotas fixés dans le cadre du deuxième plan national d'allocation des quotas PNAQ II n'ont pas été modifiés. Pour mémoire, l'article 8 de la Loi des Finances rectificative pour 2008 prévoyait la possibilité d'une réduction annuelle de l'enveloppe des quotas de CO2 affectés aux unités de production d'électricité : réduction maximale de 10 % en 2009, 20 % en 2010, 35 % en 2011 et 60 % en 2012. Cette réduction n'avait pas été mise en application en 2009 et ne l'a pas été non plus en 2010. En revanche, comme pour l'ensemble des acteurs nouveaux entrants, la délivrance effective des quotas pour les centrales CTG-B et CCG n'est pas intervenue en 2010.

Par ailleurs, l'article 64 de la loi de finances pour 2011 permet à l'Etat de procéder à l'allocation à titre onéreux de jusqu'à 10 % des quotas délivrés au cours de la période 2008-2012 couverte par le Plan National d'Allocation des Quotas II. Et il confie à un décret, qui n'est pas intervenu, le soin de déterminer la proportion des quotas qui sera éventuellement délivrée à titre onéreux en 2011 et en 2012.

Pour mémoire, les contrats entre les centrales thermiques du Groupe et EDF assurent une refacturation mensuelle à EDF de l'essentiel des coûts résultant de l'insuffisance des quotas et correspondant au prix d'acquisition sur le marché des quotas complémentaires, à l'exclusion d'une franchise limitée restant à la charge des centrales thermiques plafonnée à 2 M euros au total pour les cinq centrales concernées (CTBR-1 et 2, CTG-A et B et CTM). Cette franchise s'élèvera à 1 M euros pour Caraïbes Energie. Le montant global de la franchise s'élève dans les comptes de 2010 à 1,2 M euros.

Des avenants aux contrats avec EDF, complétés par des accords avec les sucreries, ont permis le fonctionnement opérationnel du dispositif de « prime bagasse » institué en 2009 par les Pouvoirs Publics au profit des planteurs de cannes contribuant indirectement à la production d'électricité à partir de bagasse. Selon ce dispositif, cette prime est collectée par les producteurs de l'électricité d'origine bagasse (donc les centrales bagasse-charbon du Groupe), et est ensuite reversée à ses bénéficiaires (les planteurs) via les sucreries auxquelles ils livrent leurs cannes. La collecte de cette prime n'impacte pas le chiffre d'affaires du Groupe et est également neutre au niveau résultat.

En outre, des tests de valeur de certaines installations en exploitation en Espagne pouvant présenter des indices de perte de valeur ont été opérés. Ces tests n'ont pas conduit à déprécier la valeur des actifs en exploitation.

b) Conditions d'exploitation des centrales

Pour tirer les conséquences des incidents techniques répétés ayant marqué l'année 2009, le Groupe a réalisé en 2010 d'importants travaux et investissements d'entretien-maintenance-réparationsoptimisation-modernisation. Notamment, d'importantes opérations de rénovation ont été conduites sur les chaudières de la centrale CTM en Guadeloupe, qui ont entraîné un arrêt prolongé de cette centrale de fin décembre 2009 à mi-février 2010.

L'exploitation des centrales thermiques a ainsi été marquée au 1er semestre 2010 par de nombreux arrêts techniques : 316 jours tranche d'arrêts au 1er semestre pour les 3 centrales CTBR-CTG-CTM. En revanche le 2ème semestre a affiché un excellent taux de disponibilité.

Le taux de disponibilité des centrales est indiqué dans le tableau ci-dessous :

	MW bruts		Taux de disponibilité technique
		2010	2009

CTBR 1 et 2	108	91,5%	85,2%
CTG A et B	122	90,7%	92,4%
CTM	64	77,6%	67,8%
CCG	40	93,4%	86,7%
Moyenne pondérée hors Maurice	334	88,7%	84,7%
CTBV	70	92,5%	93,1%
Omnicane Thermal Energy Operations Saint-Aubin	35	91,9%	91,8%
Omnicane Thermal Energy Operations La Baraque	90	93,6%	90,9%
Moyenne pondérée	529	90,3%	87,3%

Au global les taux de disponibilités des centrales ont été meilleurs en 2010 que ceux de l'année 2009.

La production électrique des centrales thermiques du Groupe en 2010 est indiquée ci-dessous. Les productions des centrales des trois sociétés mauriciennes sont prises en compte à 100 %, elles ne sont pas pondérées par le taux de détention du Groupe.

Centrales en exploitation	MW bruts
---------------------------	----------

Production (en GWh) des centrales thermiques
Totale		dont issue de bagasse
2010	2009	2010	2009

CTBR 1 et 2	108	766	705	132	133
CTG A et B	122	818	819	137	145
CTM	6 4	336	285	6 0	6 5
CCG	4 0	7 8	4 4	-	-
Total hors Maurice	334	1 997	1 853	329	343
CTBV	7 0	353	320	8 8	9 0
Omnicane Thermal Energy Operations Saint-Aubin	3 5	196	177	-	-
Omnicane Thermal Energy Operations La Baraque	9 0	446	423	115	115
Total hors Maurice	195	995	920	203	205

Total	529	2 992	2 773	532	548

En 2009, l'activité thermique avait été particulièrement affectée par des mouvements sociaux (de très longue durée à la Guadeloupe) et des incidents techniques sérieux et répétés chez CTM et CTBR.

La centrale de pointe CCG à la Martinique a bénéficié d'un excellent taux d'appel en 2010.

La part de la production locale d'électricité assurée par les centrales thermiques du Groupe est la suivante :

Contribution à la production d'électricité	2010	2009
A la Réunion	59 %	58 %
A la Guadeloupe	19 %	15 %
A l'Ile Maurice	42 %	41 %

c) Développements et projets

(i) Caraïbes Energie

Les travaux de construction de la centrale de 38 MW Caraïbes Energie à la Guadeloupe se sont poursuivis activement. Le premier couplage sur le réseau a eu lieu le 11/12/2010 et la mise en service industriel est intervenue le 8 mars 2011.

(ii) CCG2

Concernant le projet de centrale de 37,5 MW CCG-2 à la Martinique, les dossiers sur la législation ICPE (Installations Classées pour la Protection de l'Environnement), sur la loi sur l'eau et sur le permis de construire ont été instruits. Dans ces dossiers a été introduit un volet concernant les aménagements hydrauliques consécutifs à la survenance en 2009 dans la zone d'implantation d'une inondation à caractère supra-centennal.

(iii) Saint-André

Le projet de centrale bagasse-charbon déchets verts de Saint-André de 40 MW à la Réunion a obtenu en janvier 2010 son autorisation d'exploiter au titre de la loi du 10 février 2000 sur le service public de l'électricité.

(iv) MGE

Ce projet de 15 MW de centrale bagasse-charbon sur l'île de Marie-Galante (archipel de la Guadeloupe) a obtenu son autorisation d'exploiter depuis mars 2009.

(v) Afrique sub-saharienne

Le Groupe travaille sur un projet de construction d'une centrale électrique charbon de 125 MW en Afrique sub-saharienne dont il détiendrait la majorité du capital.

d) Autres évènements importants

(i) Levée de l'option d'achat sur la centrale CTG-A :

Effectuée dans le cadre du crédit-bail mis en place en 1991, cette opération (rachat du solde pour 48,2 M€) s'est traduite début juillet 2010 par le transfert de propriété de la centrale et par un décaissement de 48,2 M€ (hors frais) financé par la mise en place d'un emprunt bancaire long terme pour 30 M€ et par la récupération du dépôt de garantie initial pour 20,1 M€.

(ii) Accords sociaux :

Dans le cadre du travail de rénovation des relations sociales, des accords constitutifs d'unités économiques et sociales (UES) ont été signés à la Guadeloupe (UES CTM/CTP) en avril 2010 et à la Réunion (UES CTBR/EMS/CTG/STP) en mai 2010. En juin 2010 des accords de participation dérogatoire sur chacune de ces UES ont été également signés, ainsi qu'un accord d'intéressement pour les salariés de CCG.

Par ailleurs, les accords sur la rétroactivité de la participation ont abouti à des versements en 2010 de primes et indemnités aux effectifs d'exploitations des centrales CTBR-CTG et CTM (montants provisionnés en 2009).

(iii) Certification ISO :

Le Groupe a poursuivi sa démarche de mise aux normes QHSE dans les centrales, et a notamment obtenu la certification ISO 9001, 14001 et ILOH pour la centrale CTG (Certification AFNOR obtenue le 1 er février 2011).

9.2.2 Activité Photovoltaïque

a) Contexte économique et réglementaire

Les conditions d'achat obligatoire par le réseau de l'électricité d'origine photovoltaïque qui avaient été fixées par un arrêté du 10 juillet 2006 ont été modifiées en 2010, dans un sens restrictif, à deux reprises :

Les arrêtés des 12 et 15 janvier 2010, complétés par un autre arrêté du 16 mars 2010, ont à la fois complexifié la grille tarifaire (antérieurement fixée par un arrêté du 10 juillet 2006), et procédé à une diminution tarifaire (sauf pour les installations situées dans les départements les moins ensoleillés) ainsi qu'à un réaménagement à la baisse des formules d'indexation.
Ces arrêtés se sont appliqués aux installations non encore en service au 15 janvier 2010. Cependant des dispositions ont permis de conserver le bénéfice des conditions d'achat de l'arrêté du 10 juillet 2006 pour les installations non encore en service le 15 janvier 2010 et qui avaient déposé une demande de contrat d'achat avant le 1er novembre 2009, ou pour lesquelles la proposition technique et tarifaire de raccordement au réseau avait déjà été signée (et le premier acompte versé) avant le 11 janvier 2010. La plupart des installations plain-champ du Groupe entraient dans ces cas de figure les préservant de l'abaissement des tarifs et des dispositifs d'indexation associés.
Un nouvel arrêté en date du 31 août 2010 a introduit une nouvelle baisse, justifiée, selon le ministre en charge de l'Ecologie et de l'Energie, par la très forte diminution des coûts des installations (qu'il a évalué à 40 %/an) et par l'ampleur du développement du parc photovoltaïque français en 2009-2010, très en avance sur le calendrier prévu par le « Grenelle de l'Environnement ».

Le décret 2010-1510 du 9 décembre 2010 est ensuite venu suspendre pour trois mois l'obligation d'achat par EDF pour les installations non mises en service dans des délais imposés, et interdit tout dépôt de nouvelle demande pendant la période de suspension.

Avant l'expiration de cette période, des textes réglementaires datés du 4 mars 2011 et publiés le 5 mars ont fixé les dispositions résumées ci-après pour la période à partir du 9 mars 2011 :

Les projets portant sur les installations photovoltaïques au sol et les installations sur bâtiments de puissance unitaire supérieure à 100 kW passeront du régime des tarifs d'achat à celui des appels d'offres, sauf à se voir appliquer un tarif d'achat minimal n'ayant pas vocation à rentabiliser ces installations. Ces appels d'offres, dont les cahiers des charges restent à être établis et publiés, seront de type simplifié pour les installations sur bâtiments de puissance unitaire comprise entre 100 kW et 250 kW, et du type de ceux traditionnellement instruits par la Commission de Régulation de l'Energie pour les installations sur bâtiments de puissance unitaire plus élevée, et pour les centrales au sol. (C'est dans cette plage que se situe le cœur de l'activité photovoltaïque du Groupe).
Les projets de puissance unitaire inférieure à 100 kW (qui ne sont pas ceux que développe le Groupe) continueront de relever d'un dispositif de tarifs d'achat, différenciés selon la nature des bâtiments (Enseignement et Santé, Résidentiel, Autres usages) et le type d'installation (intégration au bâti ou intégration simplifiée au bâti). Ces tarifs connaîtront chaque trimestre des baisses importantes, d'autant plus marquées que le total des demandes de raccordement sera en dépassement par rapport aux objectifs d'évolution de la capacité photovoltaïque souhaités par le Gouvernement dans le cadre de la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité (PPI).

b) Accroissement du parc en exploitation et production des installations

Le parc photovoltaïque en service du Groupe s'est accru de 23,9 MW en 2010, passant de 19,0 MW à 42,9 MW. Cet accroissement a comporté en particulier la mise en exploitation de la centrale de Pierrelatte (6,9 MW) dans la Drôme en juin 2010, ainsi que des fermes photovoltaïques de Fabrègues (1,3 MW) dans l'Hérault et Lassalle (4,0 MW) en Martinique en fin d'année. La première tranche (1,8 MW) du projet Kourou totalisant 12,0 MW en Guyane a également été mise en service en fin d'année, ainsi que la centrale italienne de Campanozi de 1,0 MW.

	Puissance photovoltaïque en service du Groupe (en MW)
	31/12/2010	31/12/2009	31/12/2008
DOM	31,3	16,6	5,7
France métropolitaine	8,2	-	-
Etranger	3,4	2,4	2,4
Total	42,9	19,0	8,1

Par ailleurs, les installations achevées mais toujours en attente de raccordement à fin 2010 représentaient une puissance totale de 6.9 MW.

Au 31 décembre 2010 les centrales photovoltaïques raccordées du Groupe ont produit 36,8 GWh :

	Production (en GWh) des centrales
	photovoltaïques du Groupe
	2010	2009	2008
DOM	27,3	14,0	4,9
France métropolitaine	5,8	-	-
Etranger (Espagne et Italie)	3,8	3,9	0,7
Total	36,8	17,9	5,6

Elles ont bénéficié de bonnes conditions d'ensoleillement dans l'Océan Indien et les Caraïbes.

c) Vente de panneaux et d'installations à des tiers

Le tableau ci-dessous rend compte de ces opérations :

	Vente de panneaux et installations
	2010	2009	2008
Montant des ventes (en Meuros)	18,6	1,8	14,6

d) Développement et projets

Au 31 décembre 2010, le Groupe disposait, au-delà des 42,9 MW en service et des 6,9 MW achevés en attente de raccordement, de 10,2 MW en construction (Kourou).

Par ailleurs, l'ensemble des permis de construire obtenus représentaient 25,9 MW et les demandes de permis à l'instruction représentaient 38,1 MW.

Parmi ce portefeuille, le Groupe a lancé début 2011 la construction de la ferme photovoltaïque de Bethléem (5,4 MW à la Réunion) et celle de Matoury (4,0 MW en Guyane).

e) Faits marquants à caractère social

En juin 2010 ont été signés des accords d'intéressement pour les salariés de SCE, PLEXUS SOL et POWER ALLIANCE dans l'Océan Indien, et pour ceux de Quantum Energie Antilles QEA dans la zone Caraïbes.

f) Autres faits marquants

En 2010, le montant des avantages fiscaux rétrocédés dont a bénéficié l'activité photovoltaïque dans les DOM s'élève à 12,8 M euros contre 16,0 M euros en 2009. Ils correspondent aux rétrocessions aux sociétés QEL, QEG, QEA, SCE et SCEM, Plexus Sol.

Le Groupe a par ailleurs reçu en 2010 des agréments préalables pour 2,3 M€ d'avantages fiscaux rétrocédés supplémentaires dans le photovoltaïque, dont l'acquisition définitive était subordonnée au raccordement des installations concernées avant le 31/03/11.

9.2.3 Activité Eolien

a) Accroissement du parc en exploitation et évolution de la production

Le parc éolien en exploitation du Groupe s'est accru en fin 2010 de 8,0 MW correspondant à la mise en service le 7 décembre 2010 des éoliennes de la Porte de France.

Ce parc est donc passé de 42,5 MW au 31 décembre 2009 à 50,5 MW au 31 décembre 2010, soit :

Vanault le Chatel	8.5 MW
Bambesch	12,0 MW
Niedervisse	12,0 MW
Clamanges et Villeseneux	10,0 MW
Porte de France	8,0 MW

Total 50,5 MW

La production des centrales éoliennes du Groupe a été la suivante :

	Production des
	centrales éoliennes du Groupe (en GWh)
	2010	2009
Vanault le Chatel	14,0	15,3
Bambesch	16,1	17,7
Niedervisse	18,4	19,3
Clamanges et Villeseneux	19,2	19,9
Porte de France (*)	1,1	-
Total	68,7	72,2
(*) Mise en service le 7/12/2010

Comme cela a été le cas dans l'ensemble des parcs éoliens français, la production éolienne du Groupe a pâti de conditions de vent extrêmement défavorables en 2010.

b) Développement et projets

Au 31 décembre 2010, le portefeuille de permis de construire obtenus s'élevait à 10 MW.

9.2.4 Prises de participation et de contrôle

Dans le cadre de la mise en œuvre de son modèle économique, le Groupe procède quasi systématiquement pour réaliser ses investissements à la création de sociétés de projet recourant à des dispositifs de financement de projets sans recours ou avec un recours limité à des actionnaires externes.

Ainsi, en 2010, le Groupe a créé 3 nouvelles entités pour ses développements futurs en France métropolitaine et dans les DOM. Il s'agit de :

La création et la souscription au capital de QUANTUM ENERGIE SOUSTONS à hauteur de 100 % pour 0,04 million d'euros.
La création et la souscription au capital de SCE B à hauteur de 50 % pour 0.02 million d'euros.
L'acquisition pour 0,22 million d'euros, de 100% de la société MTPF, dont la dénomination a été changée en QUANTUM ENERGIE MATOURY.

9.2.5 Financement des activités du Groupe et Holding

a) Activités courantes des installations en exploitation

Chaque installation en exploitation est portée par une structure distincte qui porte l'actif et le financement. Le financement à rembourser est sans recours ou à recours limité et est adossé aux actifs exploités par la structure.

Ces structures bénéficient de contrats d'achat de très longue durée conclus avec EDF en France, le Central Electricity Board à l'île Maurice, Endesa Sevillana en Espagne, et le gestionnaire du système électrique GSE en Italie.

b) Financement des projets en cours de construction et en développement

Des nouveaux financements ont été mis en place au cours de l'année, à hauteur de 118 millions d'euros, qui couvrent les besoins de financement des projets listés ci-dessous, conformément au plan de financement prédéterminé :

Thermique : 40 millions d'euros complémentaires (Caraïbes Energie, CTG-A)
Photovoltaïque : 38 millions d'euros (centrales plain-champ de Lassalle, Fabrègues, Matoury et diverses toitures)
Eolien : 20 millions d'euros (Porte de France et Héninel en cours de construction)
Auxquels s'ajoutent 20 millions d'euros obtenus pour financer le stock de panneaux photovoltaïques du Groupe (non utilisé à ce jour)

c) Engagements d'achats

Dans le cadre du développement de ses activités dans le secteur de l'énergie solaire, le Groupe a conclu en 2007 un contrat d'approvisionnement en panneaux solaires à couche mince avec le fournisseur FIRST SOLAR pour la période 2007-2012. Dans la version initiale du contrat, le Groupe pouvait être amené à prendre livraison de ces panneaux alors que les financements des projets correspondants auraient pu ne pas être obtenus.

Ce contrat a fait l'objet depuis 2009 de deux avenants qui ont permis une diminution significative des engagements (passés de 171 M€ au 31 décembre 2008 à 79 M€ au 31 décembre 2009) et une plus grande souplesse sur les calendriers de livraison, limitant ainsi le risque de stockage ou le recours à la cession à des tiers des panneaux achetés.

En janvier 2011, un nouvel avenant a été conclu permettant de ramener l'obligation d'achat de SECHILIENNE-SIDEC à 10,85 MW, correspondant aux besoins du Groupe pour l'achèvement de la construction de la centrale de Kourou et la construction des deux centrales de Bethléem et Matoury en 2011. Les panneaux ont été achetés et payés au premier trimestre 2011, ce qui libère désormais le Groupe de tout engagement vis-à-vis de ce contrat.

Le contrat conclu avec First Solar est décrit au chapitre 22 du présent document de référence.

9.3 PRÉSENTATION DES RÉSULTATS CONSOLIDÉS

Le résultat net consolidé part du Groupe de l'exercice 2010 s'élève à 40,5 millions d'euros.

Ces comptes ont, comme les précédents, été établis selon les normes IFRS. Il n'y a eu aucune modification apportée au mode de présentation du compte de résultat.

Les résultats comparatifs résumés sont présentés ci-dessous (en millions d'euros) :

Compte de résultat en M€	2010	2009	Ecart (**)
Produits des activités ordinaires	304,8	244,6	60,3
EBITDA (*)	107,8	100,8	7,0
dont hors defisc dont defisc	94,9 12,9	84,7 16,0	10,2 -3,1
% du CA	35,4%	41,2%	-5,9%
Amortissements et provisions	-29,3	-23,1	-6,2
Résultat opérationnel	78,5	77,6	0,9
% du CA	25,7%	31,7%	-6,0%
Résultat financier	-17,7	-17,7	0,1
Mises en équivalence	2,8	2,5	0,4
Impôts	-15,0	-13,6	-1,4
% sur RN avant IS et MenEq	-24,7%	-22,7%	-2,0%
Résultat Net	48,6	48,8	-0,1
% du CA	16,0%	19,9%	-4,0%
Résultat Net Part du Groupe	40,5	40,8	-0,4
% du CA	13,3%	16,7%	-3,4%
Résultat par action (en euros)	1,42	1,45	-0,03
Capacité d'autofinancement	112,5	102,8	9,7
Trésorerie nette fin de période	106,5	99,7	6,8
Capitaux propres	344,2	321,6	22,6
Endettement net	531,3	459,9	71,3

(*) Résultat opérationnel hors dotations aux amortissements et dotations et reprises de provisions

(**) Chiffres exacts prenant en compte les décimales masquées

9.3.1 Le produit des activités ordinaires : 304,8 M€ (+60,3 M€)

Le produit des activités ordinaires, qui comprend les chiffres d'affaires réalisés par Séchilienne-Sidec et ses filiales intégrées globalement et proportionnellement, s'établit à 304,8 millions d'euros pour l'exercice 2010, en hausse de 24,6% par rapport à l'exercice précédent.

CA en milliers d'euros	Cumul à fin décembre
Secteur d'activité	2010	2009	Ecart

Thermique	264,3	223,8	40,5
Photovoltaïque	33,1	13,2	19,9
dont exploitation	14,5	7,8	6,7
dont autres ventes (*)	18,5	5,5	13,0
Eolien	5,8	6,1	-0,3
Holding et autres	1,7	1,5	0,2
TOTAL	304,8	244,6	60,2

(*) ventes de panneaux et d'installations photovoltaïques clé en main à des tiers

Cette variation se décompose ainsi (en millions d'euros) :

(*) Autres : ventes de vapeur aux sucreries et divers autres

(i) Thermique

Sur l'ensemble de l'exercice, le chiffre d'affaires de l'activité thermique s'établit à 264,3 millions d'euros, en hausse de 18,1% par rapport à 2009. Cette hausse s'explique essentiellement par :

Un effet prix charbon de +19,1 millions d'euros du fait de la hausse du cours d'achat du charbon, passé en moyenne de 78 €/t en moyenne en 2009 à 92 €/t en 2010.
Un effet volume de +18,1 millions d'euros du fait de la production en hausse du thermique hors Maurice (+7,7%) et de meilleurs taux de disponibilité en 2010 comparativement à 2009. Pour rappel, les centrales mauriciennes ne font pas partie du périmètre de consolidation globale et leur chiffre d'affaires n'est donc pas consolidé.

(ii) Photovoltaïque

Le chiffre d'affaires de l'activité photovoltaïque s'est établi à 14.5 millions d'euros au titre de l'exploitation, en forte hausse par rapport à 2009 du fait de la mise en service de 23,9 MW de nouvelles installations depuis le début de l'année.

Par ailleurs, 18,6 millions d'euros ont été générés par la vente de panneaux et d'installations photovoltaïques clé en main à des tiers.

(iii) Eolien

Le chiffre d'affaires de l'activité éolienne s'est élevé à 5,8 millions d'euros, en baisse de 5,5% par rapport à l'année 2009 principalement du fait des mauvaises conditions de vent notamment au cours du second semestre.

(iv) Holding

Le chiffre d'affaires de l'activité holding reste stable, il s'agit essentiellement de prestations de gestion réalisées au profit des entités consolidées par mise en équivalence.

9.3.2 L'EBITDA : 107,8 M€ (+7,0 M€)

L'EBITDA correspond au résultat opérationnel avant dotations aux amortissements, dotations et reprises de provisions pour dépréciation, risques et charges.

en M€	31-déc-10	31-déc-09
Ebitda	107 768	100 763
Amortissement des immobilisations corporelles	-23 096	-20 471
Amortissement des contrats	-4 540	-4 539
Dotations aux provisions y compris avantages au personnel	-2 207	-1 879
Reprise de provisions (*)	565	3 761
Résultat opérationnel	78 490	77 635

(*) comptabilisés en moins des charges correspondantes dans le CdR consolidé

L'EBITDA s'établit à 107,8 millions d'euros pour l'exercice 2010 contre 100,8 millions d'euros pour l'exercice 2009 et représente 35,4 % du chiffre d'affaires.

EBITDA en millions d'euros	Cumul à fin décembre
Secteur d'activité	2010	2009	Ecart

Thermique	83,3	77,1	6,2
Photovoltaïque	13,0	6,0	7,0
dont exploitation	11,1	5,0	6,1
dont autres ventes (*)	1,9	1,0	0,9
Eolien	4,0	4,9	-0,9
Holding et autres	-5,5	-3,3	-2,2
TOTAL hors defisc	94,9	84,7	10,2
Defiscalisations	12,9	16,0	-3,2
TOTAL hors defisc	107,8	100,8	7,0

(*) ventes de panneaux et d'installations photovoltaïques clé en main à des tiers

Hors défiscalisation, l'EBITDA s'établit en 2010 à 94,9 millions d'euros contre 84,7 millions d'euros en 2009, soit une augmentation de +10.2 millions d'euros qui s'analyse comme suit :

(i) Thermique

Dans l'activité thermique, l'EBITDA s'établit à 83.3 millions d'euros en 2010 contre 77.1 millions d'euros en 2009. Cette hausse de +6,2 millions d'euros s'explique notamment par :

une variation positive de +4,0 millions d'euros de la marge variable des centrales charbonbagasse, qui s'explique notamment par l'effet « stock » lié à la hausse des prix du charbon en 2010 (passant de 69 €/t en décembre 2009 à 100 €/t en décembre 2010). Pour rappel, cet effet « stock » est dû au fait que les contrats avec EDF stipulent que la quantité de charbon consommé par chaque centrale pendant la période considérée est facturée sur la base du prix de la dernière livraison de charbon connue à la date de la facture, alors que le combustible réellement consommé peut provenir d'un stock constitué à partir de livraisons antérieurs. Ce mécanisme peut donc générer des écarts impactant le résultat s'il y a une variation du prix unitaire du charbon entre deux livraisons.
une variation positive de +3,9 millions liée aux meilleurs taux de disponibilité des centrales et au fort taux d'appel notamment chez CCG,
un impact négatif de -2,4 millions d'euros lié à la variation des produits d'assurance. Pour mémoire, en 2009, un produit d'assurance de 3,3 millions d'euros avait été comptabilisé suite au sinistre « alternateur » de CTBR intervenu en début 2009.

Il est rappelé qu'une analyse de la marge d'EBITDA en % du chiffre d'affaires n'est pas représentative de la performance du Groupe. En effet, comme indiqué en section 22.2, le chiffre d'affaires est constitué d'une partie variable correspondant à la facturation d'une production d'électricité rémunérée par un prix proportionnel indexé sur le prix d'approvisionnement des combustibles, et d'une partie fixe correspondant au paiement pour mise à disposition de capacités basé sur le taux de disponibilité de la centrale. Or l'EBITDA dégagé par le Groupe provient principalement de la partie fixe alors que la variation du chiffre d'affaires thermique provient essentiellement de la partie variable et reflète en 2010 la hausse du prix du charbon et des quantités produites.

(ii) Photovoltaïque

Dans l'activité Photovoltaïque, l'EBITDA au titre de l'exploitation s'établit à 11,1 millions d'euros en 2010 contre 5,0 millions d'euros en 2009. Cette augmentation s'explique par l'augmentation de la capacité moyenne en exploitation. Par ailleurs l'EBITDA photovoltaïque 2009 intégrait la perte exceptionnelle liée au sinistre Cilam (destruction d'une centrale toiture par le feu) pour 1.1 million d'euros. Retraitée de ce sinistre le taux d'EBITDA en pourcentage du chiffre d'affaires de l'activité photovoltaïque est de 78% en 2009 et 77% en 2010.

Les équipements ont également fonctionné avec de bonnes performances et ont bénéficié d'excellentes conditions d'ensoleillement dans les DOM.

Les ventes de panneaux, plus importantes en volume, ont également généré une marge supplémentaire de +1,5 M€. Ces ventes, non récurrentes, sont réalisées à des niveaux de marge variable.

(iii) Eolien

L'EBITDA du secteur Eolien enregistre une baisse de 0,9 millions d'euros, conséquence directe des conditions de vent défavorables en 2010.

(iv) Holding

L'EBITDA de l'activité Holding a été marqué par une baisse de 2,2 millions d'euros qui prend notamment en compte -2,8 millions d'euros relatifs à la dépréciation à 100 % des charges capitalisées sur des projets photovoltaïques et éoliens en cours de développement mais dont l'avenir est jugé très incertain (un complément de -0,7 M€, qui concerne des projets moins incertains, a été déprécié dans les amortissements et provisions, portant le total des charges de dépréciation à -3,5 M€).

9.3.3 Amortissements et provisions : -29,3 M€ (-6,2 M€)

Cette variation de -6,2 M€ résulte :

Pour -2,5 M€ de l'augmentation des dotations aux amortissements dans le secteur photovoltaïque, du fait des nombreuses mises en service de l'année.
Pour -2,7 M€ de la reprise de provision intervenue en 2009 correspondant à des contributions versées au titre de l'externalisation du régime de retraite à prestations définies.
Pour -0,7 M€ des dépréciations passées sur projets photovoltaïques et éoliens incertains

9.3.4 Le résultat opérationnel consolidé : 78,5 M€ (+0,9 M€)

Il s'élève à 78,5 millions d'euros contre 77.6 millions d'euros en 2009. La variation résulte des éléments exposés précédemment.

Résultat Opérationnel en millions d'euros	Cumul à fin décembre
Secteur d'activité	2010	2009	Ecart

Thermique	63,7	57,0	6,7
Photovoltaïque	7,0	2,9	4,1
dont exploitation	5,1	1,9	3,2
dont autres ventes (*)	1,9	1,0	0,9
Eolien	1,5	2,4	-0,9
Holding et autres	-6,7	-0,7	-6,0
TOTAL hors defisc	65,6	61,6	4,0
Defiscalisations	12,9	16,0	-3,2
TOTAL hors defisc	78,5	77,6	0,8

(*) ventes de panneaux et d'installations photovoltaïques clé en main à des tiers

L'écart important sur la Holding (-6,0 M€) s'explique par l'écart initial en EBITDA (-2,2 M€ - cf supra) et par les écarts sur amortissements et provisions, liés aux reprises effectuées en 2009 et aux dépréciations 2010 complémentaires sur projets photovoltaïques et éoliens incertains (cf supra).

9.3.5 Le résultat financier : -17,7 M€ identique à celui de 2009

Le solde se traduit par une charge nette de 17,7 millions d'euros contre 17,7 millions d'euros en 2009. Les mises en service des centrales photovoltaïques au cours de l'exercice 2010 ont conduit à une augmentation des intérêts financiers du secteur photovoltaïque qui a été compensée par la baisse naturelle des intérêts dans le thermique (remboursement progressif des capitaux) et par l'effet favorable de la baisse des taux d'intérêts sur la part de dettes à taux variables non swapés.

9.3.6 La quote-part du résultat net des entreprises associées : +2,8 M€ (+0,3 M€)

Ce résultat est la quote-part (au prorata des taux de détention) du résultat net des sociétés mises en équivalence (mauriciennes notamment). Il augmente de 0,3 millions d'euros en raison de la hausse du résultat de ces sociétés.

9.3.7 La charge d'impôt : -15,0 M€ (-1,4 M€)

La charge d'impôt s'est élevée en 2010 à 15,0 millions d'euros contre 13,6 millions d'euros en 2009, soit une variation de -1,4 millions d'euros.

Le taux effectif d'impôt ressort à 24,7 % en 2010 à comparer à 22,7 % en 2009 et s'explique par les spécificités de la fiscalité applicable dans les Départements d'Outre-mer ainsi que par la réduction d'IS intervenue en 2009 sur des investissements réalisés dans la centrale CTBR.

9.3.8 La part des intérêts ne conférant pas le contrôle dans le résultat : -8,1 M€ (en augmentation de 0,2 M€)

Cette part s'est élevée à 8,1 millions d'euros en 2010 contre 7,9 millions d'euros en 2009. L'augmentation légère de cette quote-part provient de l'augmentation globale des résultats nets des sociétés dans lesquelles le Groupe détient moins de 100%, principalement CTG et les sociétés photovoltaïques des Caraïbes.

9.3.9 Le résultat net consolidé part du Groupe : 40,5 M€ (-0,3 M€)

Il ressort - sur les bases analysées ci-avant - à 40,5 millions d'euros, en très légère diminution de 0,3 millions d'euros par rapport à 2009.

9.4 CHANGEMENTS SIGNIFICATIFS DE LA SITUATION FINANCIÈRE OU COMMERCIALE

Les arrêtés des 12 et 15 janvier 2010, 16 mars 2010 et 31 août 2010 qui concernent l'évolution des tarifs dans le photovoltaïque et les dispositions du décret du 9 décembre 2010 instituant un « moratoire », ne devraient que très peu impacter le Groupe dans la mesure où seuls 1,8 MW sur les projets installés ou en cours de construction du Groupe sont concernés par les arrêtés des 12 et 15 janvier, et aucun par les arrêtés postérieurs. Les deux centrales de Bethléem et Matoury (9,4 MW en tout) lancées en construction en début 2011 ne sont pas non plus concernées.

L'économie des futurs projets qui seront dans le périmètre des dispositions réglementaires du 4 mars 2011 sera étudiée au cas par cas, une fois connus les cahiers des charges des appels d'offres qui s'appliqueront aux installations au sol et aux installations sur bâtiments d'une puissance unitaire supérieure à 100 kW. Le Groupe ne peut se prononcer à ce jour sur leur niveau de rentabilité et de viabilité.

9.5 EVENEMENTS IMPORTANTS SURVENUS DEPUIS LE 1ER JANVIER 2011 ET PERSPECTIVES

9.5.1 Evènements postérieurs à la clôture

Au 1er trimestre 2011, quelques mouvements de grèves perlées sont intervenus dans les centrales thermiques du Groupe à la Réunion et à la Guadeloupe, suite aux revendications des salariés IEG visant à ce que leur soient appliquées les indemnités des fonctionnaires.

Les primes fixes de CTBR-1 et CTG-A se sont vu appliquer les baisses prévues au contrat à partir du 01/01/2011, soit l'équivalent de 9 M€ en moins par an pour les deux centrales.

Le prix du charbon a continué à croître en début 2011, notamment du fait d'une tension sur le marché du charbon lié à des problèmes climatiques en Australie et en Colombie (inondations), et à des problèmes importants de logistique ferroviaire en Afrique du Sud, trois pays importants fournisseurs de charbon dans l'Océan indien et la zone Caraïbes.

La centrale de Caraïbes Energie, en phase probatoire depuis janvier 2011, a été mise en service industriel le 8 mars 2011.

Dans le photovoltaïque le chantier de Kourou (12 MW dont 1,8 mis en service avant la fin 2010) s'est poursuivi à un rythme très rapide, et le raccordement complet de la centrale est intervenu avant la fin mars.

Le Groupe a par ailleurs raccordé à fin mars 2011 3,2 MW des 6,9 MW qui étaient en attente de raccordement au 31/12/2010, et a obtenu 18,8 M€ de rétrocessions d'avantages fiscaux liées au projet de Kourou pour 16,7 M€ et à diverses toitures en attentes de raccordement au 31.12.2010 pour le solde.

Le Groupe a par ailleurs lancé début 2011 la construction de deux grosses centrales plain-champ à la Réunion (Bethléem 5,3 MW) et en Guyane (Matoury 4,0 MW).

Le 8 janvier 2011, le Groupe a conclu un avenant final avec le fournisseur de panneaux photovoltaïques FIRST SOLAR qui limite ses engagements contractuels envers ce fournisseur à l'achat des panneaux, des centrales de Kourou, Bethléem et Matoury. Ces panneaux étant déjà payés à cette date, le Groupe est de fait entièrement libéré de ses engagements au titre du contrat avec FIRST SOLAR. La possibilité d'accès aux panneaux FIRST SOLAR est cependant maintenue.

Le 4 mars 2011 sont intervenues, comme indiqué au paragraphe 9.4 ci-dessus, les dispositions réglementaires substituant en France, pour les projets photovoltaïques sur bâtiments d'une puissance unitaire supérieure à 100 kW et pour les parcs photovoltaïques au sol, un régime d'appel d'offres au régime de tarifs d'achat (sauf à relever d'un tarif d'achat minimal n'ayant pas vocation à rentabiliser ces projets).

Le 28 avril 2011 a été publié un communiqué de presse relatif au chiffre d'affaires du premier trimestre 2011 dont le texte est repris au paragraphe 20.4 du présent document de référence.

A la connaissance de la Société et à l'exception des éléments qui sont décrits dans le présent document de référence, aucun changement significatif de la situation financière et commerciale du Groupe n'est survenu depuis la fin de l'exercice clos le 31 décembre 2010.

9.5.2 Perspectives

(i) Activité thermique

Les projets de centrales en cours assurent au Groupe le renforcement de son positionnement sur le marché de l'énergie.

A fin 2010, la puissance installée s'élève à 529 MW.

Le Groupe étudie plusieurs projets dans les DOM, la centrale CCG2 à la Martinique (37,5 MW), le projet de Saint-André Energie à la Réunion (40 MW) et celui de Marie-Galante (15 MW) dans l'archipel guadeloupéen.

Il envisage également de développer son activité thermique dans d'autres pays émergents offrant des caractéristiques favorables, et travaille sur un projet de construction d'une centrale électrique à charbon de 125 MW en Afrique sub-saharienne, dont il prendrait une participation majoritaire.

(ii) Activité photovoltaïque

A fin 2010, la puissance installée (raccordée et en attente de raccordement) s'élève à 49,8 MW. Près de 20 MW sont actuellement en cours de construction, le Groupe devrait ainsi disposer à l'horizon fin 2011 d'une puissance installée proche de 70 MW. Le développement ultérieur dans ce secteur restera soumis aux cahiers des charges des appels d'offres qui seront lancés par le Gouvernement.

(iii) Activité éolien

A fin 2010, la puissance installée s'élève à 50,5 MW. Le Groupe construit actuellement une centrale supplémentaire de 6 MW et devrait donc disposer en fin 2011 d'une puissance installée de 56,5 MW.

9.6 DONNÉES RELATIVES AUX COMPTES SOCIAUX 2010

9.6.1 Précisions sur le compte de résultat

Le compte de résultat de SECHILIENNE SIDEC SA au 31 décembre 2010 présente, par rapport à celui enregistré au 31 décembre 2009, les caractéristiques suivantes :

Le résultat d'exploitation est en hausse (+11,1 millions d'euros), passant de -0,8 millions d'euros en 2009 à +10,4 millions d'euros en 2010. Cette hausse s'explique principalement par :

les « ventes de marchandises » (impact +17,0 millions d'euros) et les « achats de marchandises et variation de stocks de marchandises » globalisés (impact -12.6 millions d'euros). Ces ventes et achats portent pour l'essentiel sur des panneaux et installations photovoltaïques.
les ventes de centrales photovoltaïques (impact +12,3 millions d'euros) et les achats de matériel et équipements relatifs (impact -8,6 millions d'euros),
la hausse des ventes de prestations (impact +3,1 millions d'euros) concerne essentiellement les ventes de prestations d'AMO aux projets en construction durant l'année.

Le résultat financier se dégrade de 10,3 millions d'euros, passant de 29,1 millions d'euros en 2009 à 18,8 millions d'euros en 2010. Cette baisse s'explique par :

la diminution (impact -9,4 millions d'euros) des produits de participation qui concerne principalement la centrale de CTM du fait des évènements de 2009
la comptabilisation d'une provision de 0,8 millions d'euros pour d'une part déprécier les titres des sociétés photovoltaïques portant des projets jugés incertains (0,5 million d'euros) et d'autre part déprécier un dépôt de garantie lié à un projet photovoltaïque italien également jugé incertain (0,3 million d'euros).

Le résultat exceptionnel s'établit en 2010 à 0,2 millions d'euros contre 1,7 millions d'euros en 2009. En 2009, une reprise de provision de 1,4 millions d'euros sur les titres de la société en charge du projet LINARES abandonné en Espagne avait été comptabilisée.

Le poste « impôt sur les sociétés » enregistre par rapport à 2009 un écart défavorable de -4,3 millions d'euros.

Le résultat social net enregistre compte tenu des divers éléments mentionnés ci-dessus, une dégradation de 4,9 millions d'euros, passant de 31,5 millions d'euros à 26,5 millions d'euros.

9.6.2 Evolution des participations

L'augmentation des titres de participations (+4,72 millions d'euros) résulte principalement de :

L'augmentation du capital de QUANTUM ENERGIE PIERRELATTE pour 3,8 millions d'euros.
La création et la souscription au capital de QUANTUM ENERGIE SOUSTONS à hauteur de 100 % pour 0,04 millions d'euros.
La création et la souscription au capital de SCE B à hauteur de 50 % pour 0,02 millions d'euros.
L'acquisition pour 0,215 millions d'euros, de 100 % de la société MTPF, dont la dénomination a été changée en QUANTUM ENERGIE MATOURY.

La diminution du poste Participations représente pour 156 k€ la valeur comptable de 17 % de la participation dans la société CICM, cédés pour un prix de 377 k€, ainsi que la constitution d'une provision pour dépréciation de titres de participation d'une société de projets à hauteur de 440 milliers d'euros.

Une provision sur titres de participation de société de projets a été constituée au 31/12/2010 pour 440 milliers d'euros.

CHAPITRE 10 : TRÉSORERIE ET CAPITAUX

En application de l'article 28 du règlement (CE) n°809/2004 de la Commission européenne du 29 avril 2004, les informations relatives à la trésorerie et aux capitaux pour les exercices clos les 31 décembre 2009 et 31 décembre 2008, qui figurent aux pages 88 et suivantes du document de référence enregistré par l'Autorité des Marchés Financiers le 30 avril 2010 sous le numéro R.10-031, sont incluses par référence.

10.1 INFORMATIONS SUR LES CAPITAUX DE LA SOCIÉTÉ

Les capitaux propres s'élèvent au 31 décembre 2010 à 344,2 millions d'euros à comparer à 321,6 au 31 décembre 2009.

10.2 SOURCE ET MONTANT DES FLUX DE TRÉSORERIE DE LA SOCIÉTÉ

En milliers d'euros	2010	2009
Capacité d'autofinancement	112 450	102 804
Variation du besoin en fonds de roulement	(16 147)	22 865
Impôt décaissé	(8 847)	(1 741)
Autres éléments
Flux net de trésorerie généré par les activités opérationnelles	87 456	123 928

Flux net de trésorerie généré par les activités d'investissement	(108 616)	(75 594)

Flux net de trésorerie généré par les activités de financement	27 916	(15 370)
Effet du change sur la trésorerie		(64)
Variation nette de la trésorerie	6 756	32 900

Trésorerie nette à l'ouverture	99 711	66 811
Trésorerie nette à la clôture	106 467	99 711
Variation de trésorerie	6 756	32 900

10.2.1 Les flux de trésorerie

10.2.2 Les flux de trésorerie générés par les activités opérationnelles

Ces flux se sont élevés à 87,5 millions d'euros en 2010 contre 123,9 millions d'euros en 2009. La diminution de 36,4 millions d'euros résulte de :

l'augmentation de la capacité d'autofinancement de 9,6 millions d'euros, en lien avec la hausse constatée de l'EBITDA,
la baisse sensible (-39,0 millions d'euros) du besoin en fonds de roulement, qui avait fait l'objet d'actions d'optimisation conduites en 2009 dans le secteur thermique (impact non récurrent) et qui enregistre l'impact sur la trésorerie en 2010 des incidents et grèves survenus fin 2009,
la hausse de 7,1 millions d'euros du montant d'impôt décaissé, liée au faible montant décaissé en 2009 du fait de l'avantage octroyé en 2009 suite à la crise financière permettant de récupérer en une fois les créances nées de déficits fiscaux antérieurs.

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10.2.3 Les flux de trésorerie générés par les activités d'investissement

Ils se sont élevés en 2010 à -108,6 millions d'euros contre -75,6 millions d'euros en 2009.

Cette variation de -33,0 millions d'euros est liée aux montants d'investissements bruts qui se sont élevés à 122,3 millions d'euros en 2010 contre 87 millions d'euros en 2009, du fait notamment des travaux et dépenses sur la centrale de CARAÏBES ENERGIE en 2010 (fin de projet), ainsi que des nombreuses constructions réalisées ou lancées pendant l'exercice (Pierrelatte, Fabrègues, Lassalle et début de Kourou pour le photovoltaïque, Porte de France et début d'Héninel pour l'éolien).

S'y ajoute un impact mécanique de -16.6 millions d'euros lié au décalage entre l'encaissement en 2009 d'une vente extra-Groupe de panneaux photovoltaïques réalisée fin 2009 et le paiement par le Groupe de ces panneaux à leur fournisseur, effectué en 2010.

Enfin les flux d'investissement 2010 comprennent aussi la récupération pour 20,1 millions d'euros du dépôt de garantie de CTG-A, qui a servi au remboursement du solde du crédit-bail de cette centrale dans le cadre de la levée de l'option d'achat exercée en juillet 2010.

10.2.4 Les flux de trésorerie générés par les activités de financement

Ces flux se sont élevés en 2010 à +27,9 millions d'euros contre -15,4 millions d'euros en 2009, soit une variation de +43,3 millions d'euros.

Elle s'explique essentiellement par des remboursements en 2009 et tirages en 2010 de prêts revolving (remboursés début 2011) et par le tirage du prêt de financement de la levée d'option d'achat de CTG-A.

Le tirage de nouvelles dettes de financement de projets s'est élevé à 86 millions d'euros en 2010 contre 78 millions d'euros en 2009 et concerne essentiellement l'activité thermique. Les remboursements d'emprunts y compris intérêts se sont élevés en 2010 à 51 millions d'euros à comparer à 52 millions d'euros en 2009.

La distribution du dividende 2009 s'est effectuée entièrement en numéraire pour 20,0 millions d'euros en juillet 2010. L'année précédente, la distribution du dividende 2008 ne s'était effectuée que partiellement en numéraire (20,6 millions d'euros sur un total de 33,7 millions d'euros) et pour le reste en actions en juillet 2009.

10.2.5 Trésorerie nette

L'ensemble des points mentionnés ci-dessus fait ressortir une variation nette de trésorerie de +6,8 millions d'euros. Il en résulte une trésorerie nette à la clôture de l'exercice de 106,5 millions d'euros.

10.3 CONDITIONS D'EMPRUNT ET STRUCTURE DE FINANCEMENT DE LA SOCIÉTÉ

L'endettement net ressort au 31 décembre 2010 à 531,3 millions d'euros contre 459,9 millions d'euros à la fin de l'exercice 2009.

L'endettement du Groupe est détaillé en note 14 de l'annexe aux états financiers consolidés de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2010 (chapitre 20 du présent document de référence).

10.4 RESTRICTION À L'UTILISATION DES CAPITAUX

La tranche B du dispositif de refinancement intervenu en juillet 2008 est constituée d'un crédit renouvelable de 20 millions d'euros ayant pour objet le financement du besoin de fonds de roulement.

L'emprunteur s'engage à ne pas utiliser la tranche B au moins quinze jours consécutifs ou non consécutifs chaque année.

10.5 SOURCES DE FINANCEMENT ATTENDUES

Les sources de financement sont présentées au chapitre 9.2.5 du présent document de référence.

10.6 DIVIDENDE PROPOSÉ À L'ASSEMBLÉE GÉNÉRALE

Le Conseil d'administration dans sa séance du 9 mars 2011 a décidé de proposer à l'Assemblée Générale qu'il a convoquée le 25 mai 2011, le paiement d'un dividende de 0,70 euros pour chacune des 28 446 645 actions composant le capital social à la date du 31 décembre 2010, avec détachement du dividende le 4 juillet 2011 et date de mise en paiement le 7 juillet 2011.

Les dividendes versés au titre des trois derniers exercices sont les suivants :

	2009 (versé en 2010)	2008 (versé en 2009)	2007 (versé en 2008)
Montant total en euros	19 912 652	33 655 376	33 655 376
Montant du dividende net par action en euros	0,70	1,21	1,21

10.7 FLUX INTRA-GROUPE

En 2010, les flux intra-groupe (hors achats pour le compte de) entre Séchilienne-Sidec SA et ses filiales se sont élevés à 36,2 M€ au bénéfice de Séchilienne-Sidec SA :

M€	2010	2009
Prestations de gestion	6,5	6,2
Prestations de Maîtrise d'Ouvrage	4,7	2,7
Refacturations de personnel détaché	2,9	2,2
Remontées de dividendes de l'année précédente	22,1	31,5
Total	36,2	42,6

Le principal écart entre les flux 2009 et 2010 concerne CTM qui n'a pas versé de dividendes en 2010 suite aux grèves et incidents techniques survenus en 2009.

CHAPITRE 11 : RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT, BREVETS ET LICENCES

Le Groupe est un producteur d'énergie en centrales de moyenne puissance charbon/biomasse et toutes énergies renouvelables dont la vocation n'est pas d'être propriétaire de procédés ni d'entretenir une activité de recherche & développement. Pour autant, le Groupe attache une importance particulière au retour d'expérience, bénéficiant de sa présence sur toute la chaine de valeur ajoutée de la conception à l'exploitation pour mettre en service des unités de production robustes offrant d'excellents taux de disponibilité.

De la même manière une activité de veille technologique et réglementaire active et ciblée lui donne une grande aptitude, comme l'a montré son évolution historique, à saisir toute opportunité de nouveau segment de marché généré soit par de nouveaux seuils technologiques soit par de nouvelles opportunités réglementaires.

CHAPITRE 12 : INFORMATIONS SUR LES TENDANCES

12.1 PRINCIPALES TENDANCES AYANT AFFECTÉ L'ACTIVITÉ DE LA SOCIÉTÉ DEPUIS LA FIN DU DERNIER EXERCICE

Ces informations sont décrites aux paragraphes 9.4 et 9.5 du présent document de référence et à la note 35 de l'annexe aux comptes consolidés insérés au paragraphe 20.1.6 du même document.

12.2 TENDANCES ET ÉVÉNEMENTS DIVERS SUSCEPTIBLES D'AFFECTER L'ACTIVITÉ DE LA SOCIÉTÉ

Les tendances et événements susceptibles d'affecter l'activité de la Société sont décrites aux paragraphes 6.4, 9.4 et 9.5 du présent document de référence.

Le Groupe envisage de développer son savoir-faire existant sur de nouvelles zones géographiques. Il considère que de nombreux pays émergents mettant en œuvre ou prêts à mettre en œuvre l'achat d'électricité dans le cadre de contrats de longue durée sécurisant les exploitants, ont besoin de centrales de la dimension et du type de celles dont le Groupe est un spécialiste reconnu.

Il considère aussi que dans l'avenir la production électrique fera de plus en plus appel à des sources d'énergies mixtes telles que la combinaison biomasse/énergie fossile ou solaire/thermique et il entend utiliser son savoir-faire pour se développer sur ces marchés.

Comme il l'a déjà fait à plusieurs reprises dans le passé, le Groupe entend tirer parti des évolutions et technologies nouvelles pour saisir de nouvelles opportunités de marché.

En raison de l'évolution constatée de l'environnement réglementaire et tarifaire en 2010 et 2011, le Groupe a modifié le 10 mars 2011 lors de la présentation des résultats de l'exercice 2010 les indications de production par type de technologie précédemment données.

L'ensemble de ces nouveaux développements s'effectueront à partir d'une base de capacités de production électrique qui devrait atteindre 693 MW à la fin 2011. Les projets que le Groupe envisage de mettre en œuvre dans ce cadre s'ajouteront à ceux dont il prépare l'installation dans ses zones traditionnelles d'activité pour un total (rappelé au paragraphe 6.4.2 du présent document de référence) de 92,5 MW. Enfin, le Groupe travaille sur un projet de construction d'une centrale électrique à charbon de 125 MW en Afrique sub-saharienne, dont il prendrait une participation majoritaire.

Le communiqué de presse qu'elle a publié le 10 mars 2011 à l'issue de la réunion du Conseil d'Administration qui a arrêté les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2010 indique que l'ensemble des perspectives étudiées conduisent SECHILIENNE-SIDEC à formuler de nouvelles perspectives à moyen terme, exprimées en termes de progression estimée de l'EBITDA. Il précise :

« Aussi, à l'horizon 2015, une croissance de l'ordre de 50 à 70 % par rapport au niveau d'EBITDA 2010 hors défiscalisation (94,9 millions d'euros) peut être envisagée. Elle s'appuie pour moitié sur la croissance de la base installée à fin 2011 et pour l'autre moitié sur les nouveaux projets, tant dans les zones historiques d'activité du Groupe que sur de nouveaux marchés géographiques.

Enfin s'agissant de l'exercice 2011, le Groupe anticipe une progression d'environ 10 % de l'EBITDA hors défiscalisation, à conditions économiques équivalentes. »

CHAPITRE 13 : PRÉVISIONS OU ESTIMATIONS DU BÉNÉFICE

La Société ne communique pas d'estimation de bénéfice, tel que définie par le Règlement (CE) n°809/2004 de la Commission du 29 avril 2004 et des recommandations du CESR relatives aux informations prévisionnelles.

CHAPITRE 14 : ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE DIRECTION

La Société est une société anonyme à Conseil d'Administration et dirigée par un Président-Directeur Général.

14.1 CONSEIL D'ADMINISTRATION ET DIRECTEUR GÉNÉRAL

14.1.1 Conseil d'Administration

Le Conseil d'Administration peut être composé de trois membres au moins et de douze membres au plus. Ses membres sont nommés par l'Assemblée Générale des actionnaires et la durée de leur mandat est de quatre années.

Les membres du Conseil d'Administration doivent détenir au moins quatre cents (400) actions de la Société inscrites sous la forme nominative, pendant toute la durée de leur mandat.

À la date du présent document de référence, le Conseil d'Administration est composé des huit membres suivants :

Nom, prénom, adresse professionnelle, date de naissance	Fonction exercée dans la Société	Date d'entrée au Conseil	Date de début du mandat en cours	Date de fin du mandat en cours
Nordine HACHEMI (né le 15 mars 1961) 22 place des Vosges, Immeuble Le Monge, La Défense 5, 92400 Courbevoie	Président du Conseil d'Administration Directeur Général	28 août 2008 (nomination provisoire ratifiée par l'AG du 16 juin 2009)	16 juin 2009	Assemblée des actionnaires à tenir en 2013 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos le 31/12/2012
Michel BLEITRACH (né le 9/7/1945) Keolis, 9 rue Caumartin, 75009 Paris	Administrateur	17 mai 2006	18 mai 2010	Assemblée des actionnaires à tenir en 2014 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos au 31/12/2013
FINANCIERE HELIOS représentée par Hervé DESCAZEAUX (né le 10/5/1967) APAX Partners SA 45 avenue Kléber, 75784 Paris Cedex 16	Administrateur	12 juillet 2005 (nomination provisoire ratifiée par l'AG du 17 mai 2006)	16 juin 2009	Assemblée des actionnaires à tenir en 2013 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos au 31/12/2012
Patrick de GIOVANNI (né le 4/3/1945) APAX Partners SA 45 avenue Kléber - 75784 Paris Cedex 16	Administrateur	12 juillet 2005 (nomination provisoire ratifiée par l'AG du 17 mai 2006)	10 mai 2007	Assemblée des actionnaires à tenir en 2011 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos au 31/12/2010
Xavier LENCOU BAREME (né le 27/1/1937) 22 place des Vosges, Immeuble Le Monge, La Défense 5, 92400 Courbevoie	Administrateur Secrétaire général, Conseiller du Président	19 mai 2004 (nomination provisoire ratifiée par l'AG du 27 mai 2005)	16 juin 2009	Assemblée des actionnaires à tenir en 2013 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos au 31/12/2012
Guy RICO (né le 4/4/1946) Paul Capital, 57 avenue Franklin D. Roosevelt, 75008 Paris	Administrateur	18 décembre 2001	16 juin 2009	Assemblée des actionnaires à tenir en 2013 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos au 31/12/2012

Claude ROSEVEGUE (né le 26/5/1947) APAX Partners SA 45 avenue Kléber - 75784 Paris Cedex 16	Administrateur	21 septembre 2006 (nomination provisoire ratifiée par l'AG du 10 mai 2007)	10 mai 2007	Assemblée des actionnaires à tenir en 2011 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos au 31/12/2010
Jean STERN (né le 4/2/1940) 22 place des Vosges, Immeuble Le Monge, La Défense 5, 92400 Courbevoie	Administrateur Président du comité d'audit, des comptes et des risques	18 décembre 2001	16 juin2009	Assemblée des actionnaires à tenir en 2013 pour l'approbation des états financiers de l'exercice clos au 31/12/2012

14.1.1.1 Biographie des membres du Conseil d'Administration

Nordine HACHEMI est né le 15 mars 1961. Il est diplômé de l'Ecole Nationale Supérieure du Pétrole et des Moteurs et est titulaire d'un MBA-INSEAD. Il a débuté sa carrière en 1986 chez KSB Pompes Guinard en tant qu'ingénieur d'affaires, basé en Indonésie. Il a ensuite occupé des fonctions commerciales et de développement notamment en Asie avant de rejoindre en 1994 Bouygues Construction où il a dirigé le montage de grands projets internationaux d'infrastructures notamment le tunnel de Rostock en Allemagne et l'autoroute Johannesburg–Maputo en Afrique australe. Président-Directeur Général de Stereau à partir de 2001, il est ensuite devenu au sein du Groupe Saur successivement Directeur Général Délégué responsable de Coved, Stereau, Saur International et du développement international, puis Président du Groupe (2006-2008).

Michel BLEITRACH est né le 9 juillet 1945. Ancien élève de l'Ecole Polytechnique et de l'Ecole Nationale des Ponts et Chaussées et titulaire d'une licence es sciences économiques et d'un MBA de l'université de Berkeley en Californie, il a commencé sa carrière dans le groupe d'ingénierie BECHTEL, puis est entré au Ministère de l'Equipement où il a dirigé plusieurs grands programmes d'aménagements. Il a ensuite occupé au sein du Groupe ELF Aquitaine des postes en productionexploration et en chimie et développement industriel. De 1989 à 2003, il a exercé d'importantes responsabilités à la Lyonnaise des Eaux puis au sein du groupe SUEZ (PDG d'ELYO et de SUEZ Industrial Solutions). Depuis 2004, Michel BLEITRACH est consultant auprès de groupes industriels et de services et depuis le 17 février 2005 il est Président du Directoire de KUVERA et Président Directeur Général de sa filiale KEOLIS.

FINANCIERE HELIOS, Société par actions simplifiée (SAS) immatriculée au Registre du commerce et des sociétés sous le numéro RCS Paris 483 039 806, dont le siège social est 45, avenue Kléber, 75116 Paris, est actuellement l'actionnaire principal de la Société. FINANCIERE HELIOS (administrateur de la Société) est représentée depuis le 12 juillet 2005 par Hervé DESCAZEAUX Celui-ci, né le 10 mai 1967, est diplômé de l'Ecole supérieure de commerce de Paris (ESCP) et expert comptable. Il a vérifié les comptes de groupes internationaux et établi des rapports de due diligence pour des opérations de haut de bilan au sein du groupe PricewaterhouseCoopers pendant huit ans à Paris et aux Etats-Unis. En 1998, il a rejoint APAX PARTNERS et en est directeur associé depuis 2005. Hervé DESCAZEAUX est spécialisé dans les rachats d'entreprises par effet de levier dans les secteurs des services aux entreprises et des collectivités locales.

Patrick de GIOVANNI est né le 4 mars 1945. Ancien élève de l'Ecole Polytechnique, il a débuté sa carrière à la Compagnie Française d'Organisation (COFROR) et a ensuite occupé diverses fonctions au sein du groupe NEIMAN (équipements automobiles) et au service des études industrielles de la SOCIETE GENERALE avant de devenir entrepreneur, puis de rejoindre le groupe APAX PARTNERS. Il en est directeur associé depuis 1983. Patrick de GIOVANNI est ancien Président de l'Association française des investisseurs en capital, AFIC.

Xavier LENCOU-BAREME est né le 27 janvier 1937. Ancien élève de l'Ecole Nationale d'Administration (ENA), diplômé de l'Institut d'Etudes Politiques de Paris et titulaire de diplômes d'études supérieures en économie et droit public. Il a débuté sa carrière en 1965 au ministère de l'Economie et des Finances où il a exercé d'importantes responsabilités à la direction du Budget et au Service juridique qu'il a dirigé. Il a été agent judiciaire du Trésor de 1982 à 1984. En 1984, il a rejoint le Groupe de Charbonnages de France où il a été directeur adjoint (1984-1987) puis directeur (1987- 1997) des services financiers et juridiques, enfin conseiller du Président Directeur Général jusqu'en 2002. Il est depuis 2003, conseiller auprès du Président de Séchilienne-Sidec et secrétaire général de la Société.

Guy RICO est né le 4 avril 1946. Depuis 2001, il est un des partenaires de Paul Capital Partners, société américaine de capital-risque. Il est Président de la filiale française Paul Capital France. Auparavant, M. RICO a été gérant de Financière Tuileries, un fonds de capital-risque qu'il a créé en 1996 et qui a depuis fusionné avec Paul Capital. Ancien Directeur de la Compagnie Financière de Rombas, filiale du groupe UAP, Guy RICO a également été Président de la Société française des analystes financiers (SFAF) et membre du comité scientifique de la Conférence « Organisation et qualité des marchés financiers », SBF - Bourse de Paris. Guy RICO, qui a commencé sa carrière comme officier de marine, est diplômé du Centre de formation à l'Analyse Financière et titulaire d'une maîtrise en économétrie. Il est également ingénieur diplômé de l'Ecole Centrale de Lyon.

Claude ROSEVEGUE est né le 26 mai 1947. Il est diplômé de l'ESLSCA de Paris et expertcomptable. Il a débuté sa carrière en 1969 comme analyste financier chez General Electric Information Systems. Il a ensuite passé trois ans chez Ford France en tant que Directeur comptable et Directeur de l'Informatique, puis quatre ans chez Lawry's Food France au poste de Directeur financier et huit ans chez Levi Strauss où il est devenu Directeur financier pour l'Europe basé à Bruxelles. Il a été ensuite contrôleur général de gestion du groupe FNAC avant de rejoindre le groupe Apax dont il est directeur associé depuis 1987.

Jean STERN est né le 4 février 1940. Diplômé de l'Ecole des Hautes Etudes Commerciales (HEC), il a commencé sa carrière en 1962 à la Société Générale où il a exercé, notamment, les fonctions de Responsable des opérations spéciales (1965-1998) et de Directeur des financements (1998-2001). Il a ensuite assuré la présidence de sociétés relevant du secteur immobilier de la Société Générale, notamment Sogeprom, dont il est actuellement Président d'honneur.

14.1.1.2 Autres fonctions ou mandats exercés par les membres du Conseil d'Administration

Le tableau ci-dessous en rend compte. Dans ce tableau, les lignes marquées d'un astérisque désignent les mandats exercés à l'Etranger.

Nom	Autres fonctions ou mandats exercés en 2010		Autres fonctions ou mandats exercés au cours des quatre années précédant 2010
	Au sein du Groupe	Hors du Groupe	Au sein du Groupe	Hors du Groupe
Nordine HACHEMI		-Administrateur de Iorga SA		-Président du Groupe SAUR -Administrateur de SAUR International -Administrateur de SAUR-UK () -Président-Directeur Général de STEREAU -Administrateur de STEREAU-UK () -Administrateur de COVED -Administrateur de IORGA SA
Michel BLEITRACH	- Président du Comité des Nominations et Rémunérations - membre du Comité d'Audit, des comptes et des risques	-Président de KEBEXA Participations -Président, Président du Directoire de Groupe KEOLIS SAS -Président Directeur Général de KEOLIS -Président de DE KEOS Management -Président du Conseil	- Président du Comité des Nominations et Rémunérations - membre du Comité d'Audit, des comptes et des risques	-Président du Directoire de KUVERA -Président Directeur Général de KEOLIS -Président de KEOLIS-LYON -Président de CARIANE -Administrateur de la Société Monégasque Gaz et Electricité (Monaco) (*) -Membre du Conseil de

Nom	Autres fonctions ou mandats exercés en 2010		Autres fonctions ou mandats exercés au cours des quatre années précédant 2010
		d'Administration de KEOLIS Lyon -Administrateur de KEOLIS Bordeaux -Administrateur de KDR Victoria Pty (Austrlie) -Administrateur de FACEO (jusqu'au 1er juillet 2010)		Surveillance de Financière FAMAX SA -Administrateur de KDR (Australie) (*) -Administrateur de FACEO
Hervé DESCAZEAUX (Financière Hélios n'est administrateur que de Séchilienne Sidec SA)	- membre du Comité d'Audit, des comptes et des risques - membre du Comité des engagements	-Président de Financière Helios -Membre du Comité Exécutif et Administrateur de Financière Helios -Administrateur de Apax Partners MidMarket SAS -Administrateur de Financière MidMarket SAS -Administrateur de Ayeur SAS -Administrateur du Groupe Outremer Telecom SA -Director of the Board de Capio AB (Suède) () -Director of the Board de Capio Holding AB (Suède) () -Director of the Board de Ygeia TopHolding AB (Suède) () -Director of the Board de Ygeia Equity AB (Suède) () -Member of the Board of Directors de Unilabs Holding AB (Suède) () -Administrateur de Capio Sanidad SL (Espagne) ()	- membre du Comité d'Audit, des comptes et des risques - membre Comité des Nominations et Rémunérations - membre du Comité des engagements	-Président de Financière Helios -Membre du Comité Exécutif et Administrateur de Financière Helios -Membre du comité exécutif de Fintel SAS -Administrateur de Apax Partners MidMarket SAS -Administrateur de Ayeur SAS -Administrateur de Capio Sanidad, SL (Espagne) () -Administrateur de Financière MidMarket SAS - Administrateur de Global Asuan, SL (Espagne) () -Administrateur du Groupe Outremer Telecom SA -Director of the Board de Capio AB (Suède) () -Director of the Board de Capio Holding AB (Suède) () -Director of the Board de Ygeia TopHolding AB (Suède) () -Director of the Board de Ygeia Equity AB (Suède) () -Director de Corevalve Inc. -Board Member de Capio Diagnostics (Suède) () -Board Member de Unilabs SA (Genève) () -Member of the Board of Directors de Unilabs Holding AB (Suède) (*)
Patrick de GIOVANNI	- membre Comité des Nominations et Rémunérations	-Directeur Général et membre du comité d'administration de Itefin Participations SAS -Directeur Général et membre du comité exécutif de Financière Helios SAS -Administrateur de Apax Partners & Gérance SA -Administrateur de GFI Informatique SA -Administrateur de Vedici Groupe SAS (jusqu'en mai 2010) -Administrateur de Camelia Participations SAS (jusqu'en juin 2010) -Administrateur de NWL Investissements SA (Luxembourg) (*) -Représentant permanent de Apax Partners SA à Finalliance SAS -Gérant de SC Plamet	- membre Comité des Nominations et Rémunérations - membre du Comité des engagements	-Président Directeur Général de Horis SA -Président du Conseil de Surveillance et Membre du Conseil de Surveillance de Amboise Investissement -Président de Pareo Finances SAS -Président de Trocadéro Finances SAS -Directeur Général et Membre du Comité d'Administration de Itefin Participations SAS -Directeur Général, Administrateur et Membre du Comité Exécutif de Financière Helios SAS -Administrateur de Apax Partners & Cie Gérance SA -Administrateur de Frans Bonhomme SAS -Administrateur de GFI Informatique SA -Membre du Comité d'audit et de contrôle interne de GFI Informatique SA -Administrateur de NWL Investissements SA (Luxembourg) (*) -Administrateur de la Société Europeenne Kleber SA -Administrateur de la société Serf SA -Administrateur de Vedici Groupe

Nom	Autres fonctions ou mandats exercés en 2010		Autres fonctions ou mandats exercés au cours des quatre années précédant 2010
				SAS et de Vedici SAS -Représentant permanent de Apax Partners SA au CA de Alcyon Finance -Représentant permanent de Apax Partners SA au CA de Seche Environnement -Représentant permanent de Apax Partners SA au CA de la Société Europeenne Boissiere SA -Représentant permanent de Apax Partners SA au Conseil de Surveillance de Creatifs Groupe SAS et au Conseil de Surveillance de Creatifs SAS -Représentant permanent de Horis SA (Administrateur) aux CA de HMI Grande Cuisine SA et de Frimaval SA -Représentant Légal de Horis SA (Gérant) dans Horis Services SNC -Gérant de SC Plamet -Administrateur de Apax Partner et Compagnie Gérance SA -Administrateur de Camelia Participations SAS
Xavier LENCOU BAREME	-Administrateur de CTG -Administrateur de STP -Administrateur de CTBR -Administrateur d'EMS -Administrateur de CTM jusqu'au 16 juin 2010 -Administrateur de RCMI jusqu'au 24 juin 2010		-Administrateur (et PDG jusqu'au 18 juin 2009) de CTG -Administrateur (et PDG jusqu'au 18 juin 2009) de STP -Administrateur de CTBR -Administrateur de CTM -Administrateur de RCMI
Guy RICO	- membre Comité des Nominations et Rémunérations	- Président-Directeur Général de Paul Capital France - Président de Financière Tuileries Dévelopement FTD - Représentant permanent de FTD SAS au Conseil d'Administration d'ECLAIR GROUP - Administrateur de NEVILLE SA		-Président de Financières Tuileries Développement FTD -Président-Directeur Général de Paul Capital France -Représentant permanent de FTD SAS au CA de TECTIS -Représentant permanent de FTD au Conseil de Surveillance de CLESMECA -Administrateur de NEVILLE SA -Administrateur de SOCAV(SAS) -Représentant permanent de FTD SAS au Conseil d'Administration d'ECLAIR GROUP -Représentant permanent de FTD SAS au Conseil d'Administration de OENOHOLDING SA -Représentant permanent de Financière Tuileries Développement au Conseil de Surveilla de CORIOLIS
Claude ROSEVEGUE		-Administrateur de Camelia Participations SAS -Administrateur de Captor SA (Luxembourg) () -Member of the Board of Directors de IEE Holding ISA (Luxembourg) () -Administrateur de Wallet SA (Belgique) () -Membre et Vice-Président du Conseil de Surveillance de Sandinvest -Director de Odyfinance SA (Luxembourg) ()		-Administrateur de Camelia Participations SAS -Administrateur de Captor SA (Luxembourg) () -Administrateur de Histoire d'Or Participations SA - Administrateur de IEE International Electronics & Engineering SA (Luxembourg) () -Administrateur de MG Participations SA -Administrateur de Prosodie - Membre du Comité de Surveillance de ACG Holding

Nom	Autres fonctions ou mandats exercés en 2010		Autres fonctions ou mandats exercés au cours des quatre années précédant 2010
		-Membre du Comité Exécutif de Financière Season SAS -Membre du Comité de Surveillance de Financière Famax SAS -Représentant permanent de Apax Partners SA au Conseil de Cognitis Group SA -Représentant permanent de Apax Partners SA au Conseil de NWL Investissements SA (Luxembourg) () -Gérant de NWB Investissements SPRL (Luxembourg) ()		SAS -Membre du Conseil de Surveillance de Faceo SA -Membre du Comité de Surveillance de Financière Famax SAS -Membre du Comité Exécutif de Financière Season SAS -Membre du Comité Exécutif de Fintel SAS -Member of the Board of Directors de IEE Holding ISA -Director de Odyfinance SA (Luxembourg) () -Représentant permanent de Apax Partners SA au Conseil de Aims Software -Représentant permanent de Apax Partners SA au Conseil de Cognitis Group SA -Représentant permanent de Apax Partners SA au Conseil de NWL Investissements SA (Luxembourg) () -Représentant permanent de MG Participations SA au Conseil d'Artacrea -Membre et Vice-Président du Conseil de Surveillance de Sandinvest -Gérant de NWB Investissements SPRL (Luxembourg) (*)
Jean STERN	- Président du Comité d'Audit, des comptes et des risques - membre du Comité des engagements		- Président du Comité d'Audit, des comptes et des risques	-Président de SOGEPROM -Président de COPRIM -Membre du Conseil de Surveillance de CMA-CGM -Administrateur de SERVICES et TRANSPORTS

Sur les huit membres du conseil, trois (MM. Hervé DESCAZEAUX représentant Financière Hélios, Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE) sont directeurs associés d'APAX Partners SA qui gère et conseille les fonds détenant la majorité du capital de Financière Hélios, actionnaire principal de SECHILIENNE-SIDEC. Un membre (M. Xavier LENCOU BAREME) est salarié de la Société, où il occupe les fonctions de Secrétaire Général, conseiller du Président Directeur Général.

Aucun administrateur n'est élu par les salariés.

Le représentant du comité d'entreprise (Monsieur Stéphane ALVE pendant la période couverte par le présent document de référence) est systématiquement convoqué aux réunions du Conseil d'Administration pour y participer avec voix consultative. Il reçoit les mêmes informations et documents que les administrateurs.

14.1.1.3 Administrateurs indépendants

Le Conseil d'Administration procède à un examen annuel de la situation de chaque membre au regard des critères utilisés pour déterminer l'indépendance des administrateurs.

Un administrateur est considéré comme indépendant s'il n'entretient aucune relation de quelque nature que ce soit avec la Société, son Groupe ou sa Direction qui puisse compromettre l'exercice de sa liberté de jugement. Les critères examinés par le Conseil sont issus du code de gouvernement d'entreprise AFEP-MEDEF et sont les suivants :

Ne pas être salarié ou mandataire social de la Société, salarié ou administrateur de sa société mère ou d'une société qu'elle consolide et ne pas l'avoir été au cours des cinq années précédentes ;
Ne pas être salarié ou mandataire social d'une société dans laquelle la société détient directement ou indirectement un mandat d'administrateur ou dans laquelle un salarié désigné en tant que tel ou un mandataire social de la société (actuel ou l'ayant été depuis moins de 5 ans) détient un mandat ;
Ne pas être client, fournisseur, banquier d'affaire, banquier de financement :
- significatif de la société ou de son Groupe,
- ou pour lequel la société ou son Groupe représente une part significative de l'activité ;
Ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social ;
Ne pas avoir été l'auditeur de l'entreprise au cours des cinq années précédentes ;
Ne pas être administrateur de l'entreprise depuis plus de douze ans.

L'indépendance des administrateurs a été revue par le Comité des nominations et des rémunérations du 20 janvier 2010 et les Conseils d'Administration du 25 janvier 2010 et du 26 janvier 2011. Il résulte de cet examen que trois administrateurs, Messieurs Michel BLEITRACH (la convention de prestation de services conclue avec la Société ayant pris fin en 2008), Guy RICO et Jean STERN, sont des administrateurs indépendants selon les critères usuellement retenus pour caractériser cette situation.

14.1.1.4 Décisions portant sur des mandats d'administrateur proposées à l'Assemblée Générale convoquée le 25 mai 2011 :

Les mandats de MM. Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE expirent le jour de l'Assemblée statuant en 2011 sur les états financiers de l'exercice 2010.

Par ailleurs, la loi 2011-103 du 27 janvier 2011 relative à la représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein des Conseils d'Administration et de surveillance et à l'égalité professionnelle prescrit que « dans les sociétés dont les actions sont admises aux négociations sur un marché réglementé lorsque l'un des deux sexes n'est pas représenté au sein du Conseil d'Administration ou de surveillance à la date de publication de la présente loi, au moins un représentant de ce sexe doit être nommé lors de la plus prochaine Assemblée Générale Ordinaire ayant à statuer sur la nomination d'administrateurs ou de membres du Conseil de surveillance ».

Cette situation a conduit le Conseil d'Administration à proposer à l'Assemblée générale du 25 mai 2011 le renouvellement des mandats de MM. Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE, ainsi que la nomination de Madame Myriam MAESTRONI en qualité d'administrateur (cf. annexes 3 et 4 du présent document de référence). Le nombre de membres du Conseil d'Administration sera ainsi porté de huit à neuf.

14.1.2 Directeur Général

Le Conseil d'Administration a choisi le mode d'exercice de la Direction Générale en optant pour le cumul des fonctions de Président du Conseil d'Administration et de Directeur Général. Les fonctions de Président Directeur Général sont exercées depuis le 28 août 2008 par M. Nordine HACHEMI.

Le Conseil d'Administration a décidé d'opter pour le cumul des fonctions de Président et de Directeur Général en considérant ce mode de gouvernance comme le plus adapté à l'organisation et au mode de fonctionnement souhaitables du Groupe, et le mieux à même :

De valoriser la connaissance et l'expérience des affaires du Président,
De favoriser une relation étroite des Dirigeants avec les actionnaires, et la réactivité du Conseil,
D'assurer la coordination la plus efficace au sein du Groupe.

14.1.3 Déclaration concernant les organes d'administration

A la connaissance de la Société :

il n'existe aucun lien familial entre les membres du Conseil d'Administration ;
aucun membre du Conseil d'Administration n'a fait l'objet d'une condamnation pour fraude prononcée au cours des cinq dernières années,
aucun membre du Conseil d'Administration n'a été associé, en qualité de membre d'un conseil d'administration, de direction ou de surveillance, d'associé commandité, de fondateur ou de directeur général à une faillite, une mise sous séquestre ou une liquidation au cours des cinq dernières années,
aucun membre du Conseil d'Administration n'a fait l'objet d'une incrimination ou d'une sanction publique officielle prononcée par une autorité statutaire ou réglementaire au cours des cinq dernières années,
aucun membre du Conseil d'Administration n'a été empêché par un tribunal d'agir en qualité de membre d'un organe d'administration, de direction, ou de surveillance d'un émetteur ou d'intervenir dans la gestion ou la conduite des affaires d'un émetteur au cours des cinq dernières années.

14.2 CONFLITS D'INTÉRÊTS AU NIVEAU DES ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE DIRECTION DE LA SOCIÉTÉ

MM. Hervé DESCAZEAUX représentant Financière Hélios, Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE sont directeurs associés d'APAX Partners SA qui gère et conseille les fonds détenant la majorité du capital de Financière Hélios, actionnaire principal de SECHILIENNE-SIDEC. A la connaissance de la Société, MM. Hervé DESCAZEAUX représentant Financière Hélios, Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE ne sont pas en situation de conflit d'intérêts dans le cadre de l'exercice de leur mandat social au sein de la Société.

A la connaissance de la Société, il n'existe pas, à la date d'enregistrement du présent document de référence, d'autre situation pouvant donner lieu à un conflit entre les devoirs, à l'égard de la Société, des membres du conseil d'administration et du Président-Directeur général et leurs intérêts privés et/ou d'autres devoirs.

Par ailleurs, les conditions de désignation des membres du Conseil d'Administration sont décrites au paragraphe 1.1 du rapport joint dans l'Annexe 1.

14.3 PRINCIPAUX CADRES DIRIGEANTS

Le Groupe est organisé en quatre pôles opérationnels dont trois couvrent des zones géographiques (respectivement la zone France métropolitaine et Europe méridionale ; la zone Océan Indien ; la zone Caraïbes) et le dernier la fonction de Directeur du développement thermique international, et trois pôles transversaux, (Finances-Administration auquel est rattaché la fonction juridique, Technique, Ressources Humaines) dont les responsables participent au comité de direction.

En outre une cellule « grands projets » animée par le Directeur Général Adjoint conçoit et suit la réalisation des investissements les plus importants notamment thermiques quel que soit leur localisation.

La composition nominative de ce comité de direction est, sur ces bases, la suivante :

14.3.1 Membres du Comité de Direction en 2010

M. Nordine HACHEMI, Président Directeur Général
M. Christian JACQUI, Directeur Général Adjoint
M. Pascal LANGERON, responsable de la zone océan Indien
M. Christian BLANCHARD, responsable de la zone Caraïbes
M. Louis DECROP, Directeur du développement thermique international
M. Frédéric MOYNE, responsable de la zone France métropolitaine et Europe méridionale
Mme Eléonore JODER-TRETZ, Directrice Administrative et Financière
M. Jean-Pierre LAGARDE, Directeur Technique
M. Jean-Luc BERNARD, Directeur des Ressources Humaines
M. Xavier LENCOU-BAREME, Secrétaire Général, Conseiller du Président
M. Laurent BASTIAN, Directeur du Contrôle de gestion
M. Cyril PERROY, directeur juridique.

14.3.2 Biographies des membres du comité de Direction

Les biographies des cadres dirigeants (autres que celles de Messieurs Nordine HACHEMI et Xavier LENCOU-BAREME figurant après l'énoncé de la liste des membres du Conseil d'Administration) sont résumées ci-dessous :

Christian JACQUI, né le 29 janvier 1965, est diplômé de l'Ecole Nationale Supérieure des Arts et Métiers. Il a acquis une large expérience de développement et de management de grands projets et centres de profit en France et à l'International, en exerçant d'importantes fonctions successivement chez SPIE BATIGNOLLES (jusqu'en 1997), ALSTOM TRANSPORT SYSTEMS (1997-2003) dont il a dirigé les activités pour l'Asie/Pacifique, SAUR (2003-2008), dont il a été PDG de la filiale d'ingénierie STEREAU, puis Directeur général délégué du groupe, et AREVA où il était Directeur de la business unit large projects. Il a rejoint SECHILIENNE-SIDEC en qualité de Directeur Général Adjoint en janvier 2009.

Pascal LANGERON est né le 7 mai 1963. Diplômé de l'Université de Technologie de Nîmes, il a commencé sa carrière comme technicien à l'APAVE Marseille en 1986. De 1991 à 1994 il a travaillé pour la Compagnie Thermique de Bois-Rouge (filiale de SECHILIENNE-SIDEC). Puis il a rejoint la Société ou il a été successivement Directeur de la Compagnie Thermique de Bois-Rouge, Directeur de la Compagnie Thermique du Moule, Directeur Général délégué de la Compagnie Thermique de Bois-Rouge et enfin responsable de la zone Océan Indien.

Christian BLANCHARD est né le 22 mars 1958. Diplômé de l'Ecole Centrale de Paris, il a commencé sa carrière à la direction de l'ingénierie des Houillères du Bassin de Lorraine en 1980. De 1988 à 1997, il a été directeur de projets puis responsable des offres chez Lab SA, société spécialisée dans le traitement de l'air et des gaz de combustion. Ensuite il a rejoint la Société où il a été successivement directeur technique des affaires internationales, directeur de la gestion des projets et président de plusieurs filiales de la Société et enfin responsable de la zone Caraïbes.

Louis DECROP est né le 8 mars 1961. Ancien élève de l'Ecole des Mines de Nancy et titulaire d'un MBA de l'université Columbia de New York, il a commencé sa carrière en 1986 comme Directeur des études financières puis comme analyste financier chez Eastman Kodak Company avant de rejoindre la Société en 1991. Il y a travaillé sur plusieurs grands projets notamment des centrales thermiques à l'île Maurice et des parcs Eoliens et installations photovoltaïques en métropole. Il a pris en 2008 la responsabilité de la zone France métropolitaine, qu'il a abandonnée en 2010 pour devenir Directeur du développement thermique international.

Frédéric MOYNE est né le 15 octobre 1975. Diplômé de l'école des Hautes Etudes Commerciales (HEC), il a commencé sa carrière chez Air Liquide en 1998 comme Chargé d'études auprès du Directeur Général avant d'être affecté en 2000 à la division Energie et Services, spécialisée dans le développement de projets de cogénération et de nouveaux services dans l'énergie. En 2001 il a rejoint la société comme attaché de direction générale, responsable du financement de projets et des achats du groupe. Il y est depuis 2008 responsable de la zone Europe du sud et depuis 2010 responsable de la zone France métropolitaine et Europe méridionale, tout en ayant conservé certaines de ses fonctions antérieures concernant les achats notamment.

Eléonore JODER-TRETZ, née le 9 août 1968, est diplômée de l'Ecole Supérieure de Commerce de Paris (ESCP). Elle a débuté sa carrière en 1990 chez Rhône-Poulenc en tant qu'auditeur interne ; elle a ensuite travaillé à la salle des marchés de Rhône-Poulenc puis occupé les fonctions de « senior treasury manager » au sein de Rhône-Poulenc Rorer et de manager fusions-acquisitions pour Rhodia. En 2001 elle a rejoint le Groupe Artémis dont elle a été Directeur des Financements et de la Trésorerie jusqu'en 2006, date à laquelle elle a rejoint le Groupe POWEO, où elle a été successivement Directeur des Financements et de la Trésorerie puis Directeur Financier. Elle a rejoint SECHILIENNE-SIDEC en septembre 2009 en tant que Directeur Administratif et Financier.

Jean-Pierre LAGARDE est né le 26 juin 1954. Ancien élève de l'Ecole Nationale Supérieure des Arts et Métiers et titulaire d'un doctorat en génie mécanique, il a commencé sa carrière chez ACMP industrie en 1980, puis a rejoint en 1984 le groupe SEM (Société des Eaux de Marseille) et y est devenu adjoint au directeur de l'ingénierie du groupe. Il est entré chez SECHILIENNE-SIDEC en 1999, pour y suivre des dossiers concernant la maintenance, l'optimisation des rendements et de la disponibilité, et les investissements de pérennisation des unités de production. Il a pris en 2008 la direction du pole transversal Entretien-Maintenance, devenue en 2010 Direction Technique du Groupe.

Laurent BASTIAN est né le 2 avril 1968. Il est ancien élève de l'Ecole Normale Supérieure de la rue d'Ulm et diplômé de l'Ecole Nationale des Ponts et Chaussées. Il a commencé sa carrière en 1993 en tant qu'ingénieur génie civil chez GTM (Vinci) puis s'est orienté à partir de 1997 vers la Finance, d'abord en cabinet d'audit (Arthur Andersen) puis en cabinet de conseil (Bearing Point). Il a rejoint en 2003 DCN (ancienne Direction des Constructions Navales transformée en entreprise de Droit privé) lors de son changement de statut. Il a occupé entre 2003 et 2009 divers postes au sein de la Direction du Contrôle de gestion de ce Groupe (devenu DCNS en 2007), en mettant en place le reporting et le processus de planification budgétaire et en instaurant le Contrôle de gestion de projets. Il a ensuite rejoint SECHILIENNE-SIDEC en mai 2009 en qualité de Directeur du Contrôle de gestion.

Jean-Luc BERNARD est né le 4 septembre 1948. Diplômé de l'Institut d'Etudes Politiques de Paris en 1970, il a commencé sa carrière dans le Groupe IMETAL à la Direction des Ressources Humaines, il a été affecté successivement au siège du Groupe puis à l'usine de Sandouville et à la DRH de la Division Nouvelle-Calédonie de la Société Le Nickel-SLN. En 1983, il intègre le Groupe BOUYGUES où il occupe successivement les postes de DRH de la Direction de l'Habitat, de la société de maisons individuelles « Maison Marianne », de la société immobilière « France Construction », de la division immobilière du Groupe et enfin du Groupe SAUR. Il est DRH de SECHILIENNE-SIDEC depuis le 1er décembre 2009.

Cyril PERROY, né le 25 février 1970. Il est titulaire d'une Maîtrise et d'un DESS de droit des affaires (Université Jean Moulin - LYON III) ainsi que d'un L.LM (University of Minnesota Law School). Il a été en charge, pendant 8 ans, des aspects juridiques d'opérations de fusions/acquisitions chez Gaz de France et plus particulièrement du développement du groupe en Italie et de la constitution ou refonte de JV. Puis il a été Responsable Juridique du pôle industriel (Thermique et Energies Renouvelables) du groupe POWEO de 2007 à fin 2009. Il a rejoint SECHILIENNE-SIDEC, en tant que Directeur Juridique, en janvier 2010.

CHAPITRE 15 : RÉMUNÉRATIONS ET AVANTAGES

15.1 MONTANT DES RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS MANDATAIRES SOCIAUX DE LA SOCIÉTÉ

Les informations relatives à la rémunération des dirigeants mandataires sociaux de la société figurant dans la présente section du document de référence prennent en compte les recommandations de l'AFEP/MEDEF d'octobre 2008 intégrées dans le Code de gouvernement d'entreprise des sociétés cotées AFEP/MEDEF de décembre 2008 et la Recommandation de l'AMF relative à l'information à communiquer dans le document de référence sur les rémunérations des mandataires sociaux. Le respect des recommandations AFEP/MEDEF est analysé dans le rapport du Président du Conseil d'administration sur le contrôle interne, inséré en Annexe 1 du présent document de référence.

Les principes guidant la politique de rémunération des membres de la Direction Générale sont fixés par le Conseil d'Administration sur recommandation du Comité des nominations et des rémunérations.

Les mandataires sociaux bénéficient d'une rémunération fixe annuelle, dont le montant est déterminé en fonction de critères propres à la personne concernée et de critères liés au secteur d'activité et à l'environnement économique général. En outre, les mandataires reçoivent une rémunération variable dont le montant varie en fonction de critères liés à Séchilienne-Sidec ou au Groupe (critères quantitatifs déterminés en fonction, et sur la base, des résultats de l'activité) et de critères personnels (critères qualitatifs déterminés en fonction de la personne considérée, des fonctions exercées et des missions qui lui sont confiées).

Par ailleurs, les membres indépendants du Conseil d'administration perçoivent des jetons de présence, comprenant une part fixe et une part variable déterminée en fonction de leur participation aux réunions du Conseil d'administration et des comités du Conseil d'administration.

Enfin, des options de souscription d'actions et des actions gratuites peuvent être attribuées aux mandataires sociaux afin de les associer aux résultats et au développement du Groupe.

Les informations ci après rendent compte de la rémunération totale et des avantages de toute nature versés tant par la Société Séchilienne-Sidec que par des sociétés contrôlées par elle au sens de l'article L. 233-16 du Code du Commerce.

15.1.1 Rémunération de la Direction Générale

Les tableaux ci-dessous présentent une synthèse des éléments de rémunération des dirigeants mandataires sociaux pour les exercices 2009 et 2010.

Tableau 1 : Tableau de synthèse de l'ensemble des éléments de rémunération de la Direction Générale

Tableau de synthèse des rémunérations et des options attribuées à chaque dirigeant mandataire social en 2009 et 2010
En milliers d'euros	2009	2010
Nordine Hachemi
Rémunérations dues au titre de l'exercice	897	877
Valorisation des options attribuées au cours de l'exercice (*)	0	140
Valorisation des actions de performance attribuées au cours de l'exercice (**)	0	552
TOTAL	897	1 569

(*) Monsieur Nordine HACHEMI a été l'un des attributaires du plan d'attribution d'options de souscription d'actions décidé par le Conseil d'Administration du 27 août 2010 sur la base d'une résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010.

Ce conseil lui a attribué 30 000 options sur un total de 190 000. Elles sont exerçables à partir du 28 août 2014. Le paragraphe 17.2.2 du présent document de référence décrit le plan dans lequel s'est inscrite l'attribution de ces 30 000 options à Monsieur HACHEMI.

(**) Monsieur Nordine HACHEMI a été l'un des attributaires du plan d'attributions conditionnelles d'actions de performance gratuites mis en place dans la Société sur la base d'une résolution de l'Assemblée Générale du 16 juin 2009

L'attribution décidée à son bénéfice par délibération du Conseil d'Administration du 28 juillet 2010 a porté sur 145 136 actions réparties en deux tranches égales soumises à des conditions d'acquisition différentes. Ces conditions n'étaient satisfaites pour aucune des tranches lors de l'établissement du présent document de référence.

Le paragraphe 17.2.3 du présent document de référence détaille le dispositif d'ensemble d'attribution conditionnelle d'actions de performance gratuites mis en œuvre.

Tableau 2 : Tableau de synthèse des rémunérations et avantages en nature de la Direction Générale

La rémunération brute globale avant impôts de chacun des dirigeants mandataires sociaux de Séchilienne-Sidec, versée par l'ensemble des sociétés du Groupe, tant au titre de leurs fonctions salariées, le cas échéant, qu'au titre de leurs fonctions de mandataire social (Président-Directeur Général), y compris les avantages en nature, s'élève, au cours des exercices 2009 et 2010, aux montants indiqués dans le tableau ci-dessous :

Tableau récapitulatif des rémunérations
de chaque mandataire social
	2009 2010
En milliers d'euros	Montants	Montants	Montants	Montants
	dus	versés	dus	versés
Nordine Hachemi
Dirigeant mandataire social en
fonction depuis le 28 août 2008
Rémunération fixe	700	700	700	700
Dont mandat social	700	700	700	700
Dont contrat de travail			0	0
Rémunération variable	180	66	150	180
Dont mandat social	180	66	150	180
Dont contrat de travail	0	0	0	0
Rémunération exceptionnelle	0	0	0	0
Avantage en nature (*)	17		27
TOTAL	897	766	877	880
Dominique Fond
Ancien dirigeant mandataire social en
fonction jusqu'au 28 août 2008
Rémunération fixe				87
Dont mandat social				0
Dont contrat de travail (**)		209 (***)		87 (****)
Rémunération variable
Dont mandat social
Dont contrat de travail (**)
Rémunération exceptionnelle
Avantage en nature
TOTAL		209

(*) Base d'évaluation de véhicule de fonction et garantie perte d'emploi des dirigeants d'entreprise essentiellement

(**) La rupture du contrat de travail est intervenue à la mi-septembre 2008

(***) Dont 109 à titre d'indemnité de préavis et 100 au titre d'une clause de non-concurrence

(****) Au titre d'une clause de non-concurrence

Tableau 3 : Tableau de synthèse relatif aux contrats de travail, retraites spécifiques, indemnités de départ et clause de non concurrence

Dirigeants mandataires sociaux		Contrat de travail	Régime de retraite supplémentaire		Indemnités ou avantages dus ou susceptibles d'être dus à raison de la cessation ou du changement de fonctions		Indemnité relative à une clause de non concurrence
	Oui	Non	Oui	Non	Oui	Non	Oui	Non
Nordine HACHEMI Président Directeur Général		X		X	X		X

La rémunération du Président Directeur Général depuis le 28 août 2008 :

La rémunération de M. Nordine HACHEMI a résulté de l'application d'une délibération du Conseil d'Administration du 16 septembre 2008, telle que modifiée par délibération du 19 décembre 2008 du même Conseil d'administration, puis de délibérations adoptées par le Conseil d'Administration le 20 avril 2009, le 25 janvier 2010 et le 9 mars 2011 sur rapport du comité des nominations et rémunérations.

Cette rémunération rétribue la fonction de mandataire social en qualité de Président Directeur Général de M. Nordine HACHEMI, qui n'est lié à la Société par aucun contrat de travail.

La rémunération de M. Nordine HACHEMI est composée d'une part fixe et d'une part variable :

la part fixe annuelle a été fixée dans le cadre d'une procédure de recrutement confiée à un cabinet de recrutement sur la base de conditions de marché. Elle a été fixée à une base annuelle de 700 000 euros nets des cotisations patronales de sécurité sociale et de CSG (montant pour une année pleine valable pour les années 2008, 2009 et 2010), payable mensuellement sur 12 mois ;
la part variable a été plafonnée pour les exercices 2008, 2009 et 2010 à 200 000 euros nets des cotisations patronales de sécurité sociale et de cotisations de CSG pour une année pleine :
- o pour l'exercice 2008, elle a été conditionnée à l'atteinte d'un niveau d'Ebitda réel au moins égal à 90 % de l'EBITDA figurant dans le budget approuvé par le Conseil d'administration pour l'exercice considéré ;
- o pour l'exercice 2009, elle a été conditionnée à la réalisation d'objectifs portant sur :
  - la réalisation du budget 2009 tel qu'arrêté par le Conseil d'Administration,
  - la poursuite de la mise en œuvre de l'organisation opérationnelle et des fonctions support,
  - la maîtrise des risques,
  - le renforcement du modèle économique du Groupe et l'élaboration d'un plan stratégique à 5 ans

En 2009, l'ensemble des objectifs qualitatifs a été atteint, l'objectif d'EBITDA a été atteint à 97 %. Le montant de cette part variable s'est élevé à 180 k€.

o pour l'exercice 2010, la part variable plafonnée à 200 000 euros nets des cotisations patronales de sécurité sociale et de cotisations de CSG a été conditionnée par délibération du Conseil d'Administration du 25 janvier 2010 à la réalisation d'objectifs portant sur :
- la réalisation du budget 2010 tel qu'arrêté par le Conseil d'Administration,
- la gouvernance (sollicitation accrue des administrateurs),
la stratégie (détermination et diffusion convaincante des axes d'évolution à moyen et long terme valorisant les atouts spécifiques dans le thermique),
la gestion opérationnelle (mise en œuvre de programmes d'actions pour limiter les interruptions accidentelles dans les centrales ; normalisation des relations sociales à coût contrôlé ; amélioration de la gestion des ressources humaines ; démarche QHSE ; consolidation de la maîtrise des risques),
le développement (réalisation dans les temps et les budgets des constructions d'installations thermiques (Caraïbes Energie) et photovoltaïques ; avancées dans les processus de développement notamment des dossiers thermiques dans les zones historiques et en dehors d'elles).

La même délibération du Conseil d'Administration du 25 janvier 2010 a décidé qu'en plus de cette rémunération variable pouvant atteindre 200 000 euros, il pourrait être octroyé pour l'exercice 2010 à M. Nordine HACHEMI une prime exceptionnelle d'un montant discrétionnaire en fonction de la réalisation d'objectifs de développement allant au-delà de ceux indiqués dans le Business Plan.

Lors de sa réunion du 9 mars 2011, le Conseil d'Administration statuant sur le rapport du comité des nominations et rémunérations a fait le bilan de la réalisation de ces objectifs et constaté en particulier la réalisation à 100 % du budget 2010 arrêté par le Conseil d'Administration. Sur la base de ce bilan, il a décidé de fixer la rémunération variable de Monsieur Nordine HACHEMI pour 2010 à 150 000 euros et précisé que les critères d'attribution de la prime exceptionnelle de montant discrétionnaire n'étaient pas remplis.

Le Conseil d'Administration lors de cette même réunion du 9 mars 2011 a pour 2011 :

confirmé le montant de rémunération fixe de 700 000 euros et porté de 113 127 euros/an pendant 24 mois à 176 760 euros/an pendant 24 mois le niveau des prestations au titre de l'assurance GSC,
fixé à 200 000 euros le montant de rémunération variable conditionné par la réalisation d'objectifs répertoriés.

15.1.2 Rémunération des membres du Conseil d'Administration

Les rémunérations versées aux membres du Conseil d'Administration autres que le Président Directeur Général sont présentées ci-dessous :

Tableau 4 sur les jetons de présence et les autres rémunétations perçues par les mandataires sociaux non dirigeants (en euros)
Administrateurs	Sommes attribuées en 2008 et perçues en 2009	Sommes attribuées et perçues en 2009	Sommes attribuées en 2009 et perçues en 2010	Sommes attribuées et perçues en 2010	Sommes attribuées en 2010 et à verser en 2011
M. BLEITRACH Jetons de présence			22 293		22 118
H. DESCAZEAUX (représentant Financière Hélios)
P. de GIOVANNI
X. LENCOU-BAREME (*) Autres rémunérations : Fonctions salariées		111 000		111 000
G. RICO (**) Jetons de présence	3 853		5 780		22 644
C. ROSEVEGUE
J. STERN Jetons de présence	22 293		24 220		24 220
Sous-total	26 146	111 000	52 293	111 000	68 982
TOTAL	137 146		163 293		68 982

(*) Sera par ailleurs attribuée et perçue en 2011 la rémunération salariale de M. LENCOU-BAREME au titre de cet exercice

(**) M. RICO est devenu en 2010 membre d'un des comités institués par le conseil

(i) Jetons de présence

Le montant global des jetons de présence alloués aux membres du Conseil d'Administration est fixé par l'Assemblée Générale :

Le tableau ci-dessous rappelle l'évolution de ce montant global telle que résultant des résolutions des Assemblées Générales des 15 mai 2008, 16 juin 2009 et 18 mai 2010.

Décisions des Assemblées Générales	Montant global des jetons de présence
AG du 15 mai 2008	30 000 euros
AG du 16 juin 2009	55 000 euros
AG du 18 mai 2010	75 000 euros

La résolution la plus récente, en date du 18 mai 2010, a eu pour objet de tenir compte du fait que la totalité des trois administrateurs indépendants sont devenus en 2010 membres d'un des comités institués par le Conseil d'Administration (comité d'audit des comptes et des risques, comité des nominations et rémunérations, comité des engagements) alors que deux d'entre eux seulement étaient dans ce cas antérieurement.

S'agissant de la répartition du montant global des jetons de présence, elle résulte de la mise en application d'un dispositif confirmé en dernier lieu par le Conseil d'Administration du 22 novembre 2010 et qui est le suivant :

seuls les administrateurs indépendants (MM. BLEITRACH, RICO et STERN) perçoivent des jetons de présence,
ces administrateurs reçoivent une part fixe tenant compte de leur éventuelle participation à un ou plusieurs des comités, et une part variable fondée sur le rapport entre leur nombre de présences aux réunions du Conseil et le nombre de séances tenues par celui-ci dans l'année.

Sur ces bases, ont été attributaires de jetons de présence :

En 2009, M. Jean STERN, Président du comité d'audit et des comptes (à hauteur de 24 220 euros), M. Michel BLEITRACH, membre du comité d'audit et des comptes et du comité des nominations et rémunérations (à hauteur de 22 293 euros) et M. Guy RICO, qui n'était pas membre d'un comité (à hauteur de 5 780 euros dont la totalité en part variable).

En 2010, M. Jean STERN, Président du comité d'audit des comptes et des risques (à hauteur de 24 220 euros), M. Michel BLEITRACH, membre du comité d'audit des comptes et des risques et Président du comité des nominations et rémunérations (à hauteur de 22 118 euros) et M. Guy RICO, membre du comité des nominations et rémunérations (à hauteur de 22 644 euros).

Il est précisé que la rémunération perçue par un autre administrateur, M. Xavier LENCOU BAREME, tant en 2009 qu'en 2010, ne lui a pas été attribuée en cette qualité d'administrateur à titre de jeton de présence, mais au titre de ses fonctions salariées au sein de la Société Séchilienne-Sidec. Cette rémunération brute, entièrement fixe, a été en 2009 de 111 000 euros et en 2010 de 111 000 euros.

De même, c'est en sa qualité de salarié que M. Xavier LENCOU-BAREME est l'un des bénéficiaires :

du plan d'attribution d'actions de performance déterminé par délibération du Conseil d'Administration du 28 août 2009 (voir paragraphe 17.2.3 du présent document de référence). Dans ce cadre M. Xavier LENCOU-BAREME est bénéficiaire de 8 708 actions réparties en deux tranches de 4 354 actions, attribuées sous condition de réalisation de conditions qui n'étaient pas satisfaites à la date d'établissement du présent document de référence.
et du plan d'options de souscription d'actions déterminé par délibération du Conseil d'Administration du 27 août 2010. Dans ce cadre, M. LENCOU-BAREME est bénéficiaire de 3500 options exerçables à compter du 28 août 2014.

C'est en cette qualité qu'il avait été antérieurement bénéficiaire du plan d'options de souscription d'actions déterminé par délibération du Conseil d'Administration du 13 décembre 2005. Dans ce cadre M. LENCOU-BAREME a été bénéficiaire de 10 000 options exerçables du 13 décembre 2009 au 13 décembre 2012 et dont aucune n'a été exercée.

Les plans d'attribution d'actions de performance et d'option de souscription d'actions sus mentionnés, déterminés par les délibérations du Conseil du 28 août 2009 et du 27 août 2010 ont bénéficié à M. HACHEMI, Président du Conseil d'Administration et Directeur Général de la Société, comme indiqué au paragraphe 15.1.3 ci-dessous.

(ii) Conventions de prestations de services passées avec les administrateurs

Aucune convention de ce type n'est en vigueur. La convention de prestations de services, signée avec la société MBV gérée par M. Michel BLEITRACH, au titre de laquelle MBV a perçu 25 000 euros en 2008, a été résiliée avec effet au 31/12/2008.

15.1.3 Options de souscription ou d'achat d'actions, attributions conditionnelles d'actions de performance gratuites

15.1.3.1 Options de souscription ou d'achat d'actions

Principes d'attribution

Les options de souscription ou d'achat d'actions attribuées par le Conseil tant aux dirigeants mandataires sociaux qu'aux collaborateurs constituent un facteur de motivation à long terme, aligné avec l'intérêt des actionnaires pour une création de valeur dans la durée.

Le tableau 5 fait apparaître les informations relatives aux options de souscription d'actions attribuées à chaque dirigeant mandataire social en 2010.

Tableau 5

Options de souscription d'actions attribuées en 2010
	Date d'attribution du Plan	Nature des options	Valorisation des options (selon la norme IFRS2) en milliers d'euros	Nombres d'options attribuées en 2010	Prix d'exercice en euros	Période d'exercice
Nordine HACHEMI	27 août 2010	Souscription d'actions de la Société	139 841	30 000	21,306	Du 28 août 2014 au 28 août 2017

Le tableau 6 fait apparaître les informations relatives aux options de souscription d'actions levées par chaque dirigeant mandataire social en 2009 et 2010, étant précisé que :

selon les dispositions du règlement des plans d'options de souscription d'actions de Séchilienne-Sidec, les options peuvent être valablement exercées à l'issue d'une période de quatre ans à compter de leur date d'attribution par le Conseil d'Administration, et le délai de validité pendant lequel les options peuvent être exercées est de sept ans à compter de leur attribution ; le prix d'exercice des options est fixé par le Conseil d'Administration à leur date d'attribution ;
suite à la décision d'attribution prise par le Conseil d'Administration du 13 décembre 2005 sur autorisation consentie par l'Assemblée Générale du 27 mai 2005, Monsieur Dominique Fond, Président Directeur Général jusqu'au 28 août 2008 disposait à la date de son départ de 30 000 options au prix de souscription unitaire de 20,9 euros pouvant être exercées à partir de décembre 2009. Monsieur Fond a conservé le bénéfice de ces stocks options lors de son départ. Il n'en a exercé aucune en 2009 et aucune en 2010.

Monsieur Nordine HACHEMI ne bénéficie d'aucune option de souscription exerçable avant le 28 août 2014.

Tableau 6 : Options de souscription d'actions levées par chaque dirigeant mandataire social en 2009 et 2010.

Options levées en 2009	Date d'attribution du plan	Nombre d'options levées durant l'exercice 2009	Prix d'exercice (en euros)
Dominique FOND	Décembre 2005	Néant	20,9
Nordine HACHEMI		Néant

Options levées en 2010	Date d'attribution du plan	Nombre d'options levées durant l'exercice 2010	Prix d'exercice (en euros)
Dominique FOND	Décembre 2005	Néant	20,9

15.1.3.2 Actions de performance gratuites attribuées conditionnellement aux mandataires sociaux

En 2009, le Conseil d'Administration a, par délibération en date du 28 août 2009, mis en place un plan d'attribution d'actions gratuites portant sur 402 310 actions (réparties en deux tranches « A » et « B » de chacune 201 155 actions assorties de conditions différentes), en inscrivant M. Nordine HACHEMI comme bénéficiaire de ce plan à hauteur de 145 136 actions dont 72 568 actions de tranche « A » et 72 568 actions de tranche « B ».

Mais cette délibération n'a pu produire d'effet en tant qu'elle concernait M. Nordine HACHEMI en raison du retard pris dans certaines filiales pour la conclusion ou la modification des accords d'intéressement ou de participation visés par l'article L 225-197-6 du Code de Commerce.

En 2010, le Conseil d'Administration par délibération en date du 28 juillet 2010 a constaté que les accords de participation et/ou d'intéressement finalement conclus, notamment en juin 2010, permettaient désormais de satisfaire aux prescriptions de l'article précité L 225-197-6 du Code de Commerce, et a en conséquence adopté de nouveau la décision d'attribution à M. Nordine HACHEMI de 145 136 actions gratuites dont 72 568 actions de tranche « A » et 72 568 actions de tranche « B ».

Les critères de performance qui devront être remplis par M. Nordine HACHEMI ainsi que par les autres attributaires pour l'acquisition définitive des actions attribuées gratuitement sont décrites au paragraphe 17.2.3 du présent document de référence. Ces conditions portent sur l'atteinte dans un délai déterminé d'un cours de bourse minimum (40 euros pour la tranche A, 60 euros pour la tranche B) ou sur la réalisation dans ce délai d'une offre publique d'achat portant sur l'intégralité du capital et des droits de vote de la Société consécutive à une prise de contrôle de celle-ci, si le prix par action offert par l'initiateur est au moins égal à 40 euros pour la tranche A et 60 euros pour la tranche B.

Ainsi, l'acquisition des actions attribuées gratuitement sera fonction du cours de l'action de la Société à l'exclusion d'autres conditions de performance, contrairement aux principes figurant dans le Code de Gouvernement d'Entreprise établi par l'AFEP-MEDEF.

La Société l'explique par son souhait que l'acquisition des actions résulte d'un critère dont la réalisation relève du Marché et reflète ainsi l'appréciation objective de sa situation économique et financière et de ses perspectives d'évolution.

15.1.4 Indemnités et engagements liés à la cessation des fonctions des mandataires sociaux

15.1.4.1 Indemnités de départ versées à M. Dominique FOND, Président Directeur Général jusqu'au 28 août 2008

M. Dominique FOND a quitté le Groupe le 28 août 2008 et a reçu les indemnités de départ récapitulées dans le tableau 8 suivant :

Nature des indemnités	Montants dus	Montants versés	Solde versé
versées		2008	2009	en 2010
Indemnité au titre de la cessation des fonctions de mandataire social	683 930	683 930
Indemnité au titre de la rupture du contrat de travail	1 089 116 (*)	744 666	208 910 (**)	86 840 (***)
Total	1 773 046	1 428 596	208 910	86 840

(*) dont 744 666 versés en 2008 et 344 450 provisionnés au 31/12/2008 dont 50 000 devenus sans objet (**) dont 108 550 au titre d'indemnité de préavis et 103 360 au titre d'indemnité compensatrice d'engagement de non concurrence,

(***) montant après reprise dans les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2009 de 50 000 euros provisionnés au 31 décembre 2008 au titre l'indemnité due au titre de missions de conseil, qui n'ont pas été effectuées.

a) Indemnité au titre de la cessation des fonctions de mandataire social

Le versement à M. Dominique FOND de l'indemnité au titre de la cessation de ses fonctions de Président-Directeur Général a fait l'objet d'une décision du Conseil d'Administration de la Société du 28 août 2008 publiée sur le site Internet de la Société avec communication à l'Autorité des marchés financiers, le 2 septembre 2008, conformément aux prescriptions des articles L.225-42-1 et R.225-34- 1 du Code du Commerce.

b) Indemnisation au titre de la rupture du contrat de travail (fonctions salariées de Directeur Finances, Administration, Développement)

L'indemnisation de M. Dominique FOND au titre de la rupture de son contrat de travail a été déterminée par un protocole d'accord précisant et détaillant les conditions et modalités de mise en œuvre de stipulations conventionnelles régulièrement rappelées dans les rapports de gestion approuvés par les Assemblées Générales de la Société.

Le tableau 7 ci-dessous rappelle les éléments de cette indemnisation qui avaient été provisionnées dans les comptes le 31 décembre 2008 :

Tableau 7

En euros	Provisionnés au 31 décembre 2008
- Indemnité conventionnelle - Indemnité transactionnelle
- Indemnité compensatrice de congés payés - Indemnité de préavis	107 250
- Indemnité compensatrice d'engagement de non-concurrence	187 200
- Indemnité d'engagement d'exercice de missions de conseil auprès de la Direction
Générale de la Société	50 000 (*)
Total	344 450

(*) somme devenue sans objet (non accomplissement des missions de conseil envisagées)

15.1.4.2 Indemnité de départ susceptible d'être versée à M. Nordine HACHEMI en cas de révocation ou de non-renouvellement de ses fonctions de Président Directeur Général ou de Directeur Général

Dans l'hypothèse où le Conseil d'Administration déciderait sa révocation ou le non-renouvellement des ses fonctions de Président Directeur Général ou de Directeur Général, sauf en cas de départ pour faute, M. Nordine HACHEMI serait susceptible de recevoir une indemnité forfaitaire de départ subordonnée à des conditions de performance.

Le montant et les conditions d'attribution déterminés par le Conseil d'Administration du 16 septembre 2008 et approuvés par l'Assemblée Générale des actionnaires de la Société le 16 juin 2009 sont les suivants :

(i) Montant maximum de l'indemnité de départ

En cas de rupture avant le 29 août 2009, M. Nordine HACHEMI percevra une indemnité dont le montant correspondra à la rémunération fixe perçue au titre des 6 derniers mois précédant la rupture du mandat social,

En cas de rupture à compter du 29 août 2009, M. Nordine HACHEMI percevra une indemnité dont le montant correspondra à la somme de la rémunération fixe perçue au titre des 12 derniers mois précédant la rupture du mandat social et de la rémunération variable perçue ou due au titre du dernier exercice clos précédant la rupture du mandat social.

(ii) Conditions de performance auxquelles est subordonnée l'indemnité de départ

Le versement de l'indemnité de départ est subordonné à l'évolution de l'EBITDA : l'EBITDA réel des 12 derniers mois calculé sur la base des quatre derniers EBITDA trimestriels disponibles à la date de départ devra être au minimum égal à 90 % de l'EBITDA figurant dans le budget approuvé par le Conseil d'Administration de la Société au titre de l'exercice correspondant (étant précisé à cet égard qu'en cas de rupture au cours d'un exercice, l'EBITDA de référence sera égal à la moyenne pondérée prorata temporis des EBITDA de l'exercice au cours duquel est intervenu la rupture et de l'exercice précédent, tels que figurant dans les budgets approuvés par le Conseil d'Administration de la Société au titre de chacun de ces exercices, respectivement).

Une fois ce seuil de 90 % franchi, la quote-part de l'indemnité de départ effectivement due sera égale au pourcentage d'atteinte de l'objectif d'EBITDA prévu dans le budget (ou les budgets applicables) et augmentera alors de manière linéaire (entre 90 % et 100 %) pour atteindre au maximum 100 % dès lors que l'objectif d'EBITDA tel que défini ci-avant aura été effectivement atteint ou dépassé.

La Société estime que cette condition de performance est conforme aux exigences du code AFEP-MEDEF.

(iii) Exception : Départ pour faute

Aucune indemnité de départ ne sera due à M. Nordine HACHEMI dans l'hypothèse où sa révocation ou le non-renouvellement des ses fonctions de Directeur Général (ou de Président Directeur Général) de la Société serait consécutif à :

une faute assimilable en Droit du Travail à une « faute grave » ou une « faute lourde »,

la violation des obligations d'exclusivité et/ou de non-concurrence résultant de l'exercice du mandat social.

(iv) Engagement de non-concurrence

Dans toutes les hypothèses où M. HACHEMI percevra une indemnité de départ à l'occasion de sa révocation ou du non-renouvellement de ses fonctions de mandataire social, il sera tenu au respect d'un engagement de non-concurrence d'une durée de 6 mois à compter de la date effective de son départ si elle est antérieure au 29 août 2009 et de 12 mois si elle intervient à compter du 29 août 2009.

15.1.4.3 Engagement de non concurrence en cas de non-renouvellement ou de révocation de ses fonctions de Président Directeur Général ou de Directeur Général

Le Conseil d'Administration du 16 septembre 2008 a décidé, conformément aux dispositions des articles L.225-42-1 et L.225-38 du Code de commerce, qu'en cas de révocation de M. Nordine HACHEMI ou de non-renouvellement de ses fonctions de Président-Directeur Général, M. Nordine HACHEMI sera tenu de respecter un engagement de non concurrence dont les termes sont décrits ciaprès. En contrepartie de cet engagement, M. Nordine HACHEMI percevrait une indemnité d'un montant égal à la rémunération fixe qu'il aurait perçue pendant la durée de l'engagement de nonconcurrence ainsi imposé s'il avait continué d'exercer des fonctions de Président Directeur Général de la Société pendant cette période. Cette indemnité pourrait, le cas échéant, se cumuler avec l'indemnité de départ décrite au paragraphe 15.1.4.2 du présent document de référence, sans pouvoir, compte tenu de leur montant respectif, excéder un montant correspondant à 24 mois de la rémunération fixe et variable de M. Nordine HACHEMI.

La durée de l'engagement de non-concurrence est de :

6 mois à compter de la date effective de son départ, si celle-ci intervient avant le 29 août 2009 ;
12 mois à compter de la date effective de son départ, si celle-ci intervient à compter du 29 août 2009.

La délibération du Conseil d'Administration du 16 septembre 2008 consacrée à l'indemnité de départ en cas de révocation de M. Nordine HACHEMI ou de non-renouvellement de ses fonctions de mandataire social a été, conformément aux prescriptions des articles L. 225-42-1 et R. 225-34-1 du Code de Commerce publiée sur le site Internet de la Société et communiqué à l'Autorité des marchés financiers, le 22 septembre 2008. Elle a été approuvée par les actionnaires lors de l'Assemblée générale du 16 juin 2009 dans le cadre d'une résolution spécifique 3 bis adoptée en prolongement de la résolution 3 existante, sur le même point d'ordre du jour relatif à l'approbation des conventions et engagements réglementés et du rapport spécial des commissaires aux comptes.

15.2 ENGAGEMENTS DE RETRAITE CONCLUS AU BÉNÉFICE DES MANDATAIRES SOCIAUX

15.2.1 Régime complémentaire de retraite spécifique bénéficiant à M. Dominique FOND (Président Directeur Général jusqu'au 28 août 2008)

La Société a mis en place un régime de retraite complémentaire à prestations définies approuvé par le Conseil d'Administration du 20 décembre 2004, qui concerne les salariés cadres entrés dans la Société avant 1983, présents dans l'entreprise et âgés d'au moins 60 ans lors du départ en retraite, dont faisait partie M. Dominique FOND.

Les prestations de retraite correspondantes seront égales à respectivement :

60 % de la moyenne des trois dernières années pour les parts de salaires inférieures à 3 fois le plafond annuel de la sécurité sociale,
55 % de la partie salaire brut de fin de carrière comprise entre 3 fois et 6 fois le plafond de la sécurité sociale,
50 % de la moyenne des trois dernières années de rémunération (bonus inclus) pour la part de salaires comprise entre 6 et 12 fois le plafond annuel de la sécurité sociale, sous déduction des pensions provenant de l'ensemble des régimes obligatoires et des autres régimes de retraites supplémentaires.

M. Dominique FOND, Président Directeur Général jusqu'au 28 août 2008, bénéficie de ce régime. A ce titre, une charge a été comptabilisée dans les comptes des exercices 2008 et 2009 à hauteur de respectivement 845 979 euros et 41 656 euros.

Ce régime a été externalisé auprès de la société AG2R La Mondiale au 31 décembre 2009, ce qui a donné lieu au versement de 2,7 millions d'euros, compensée par une reprise de provision d'égal montant.

L'actualisation des calculs effectuée en 2010 à l'occasion du départ en retraite de trois des quatre bénéficiaires du régime a conduit cependant à déterminer un besoin de versement complémentaire au titre de cet exercice 2010, qui pour M. Dominique FOND, représente 797 076 euros.

Charge concernant M. Dominique	Montant en euros
FOND comptabilisé au titre de	2008	2009	2010
retraite complémentaire à			(versement à AG2R)
prestations définies	845 979	41 656	797 076

15.2.2 Régime complémentaire de retraite spécifique bénéficiant à M. Nordine HACHEMI (Président Directeur Général à partir du 28 août 2008)

M. Nordine HACHEMI ne bénéficie d'aucun régime de retraite complémentaire spécifique différent de celui dont bénéficie l'ensemble des salariés du Groupe.

CHAPITRE 16 : FONCTIONNEMENT DES ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE DIRECTION

16.1 DURÉE DES MANDATS

Les informations relatives à la date d'expiration des mandats des membres du Conseil d'Administration sont insérées au paragraphe 14.1.1 du présent document de référence.

16.2 INFORMATIONS SUR LES CONTRATS DE SERVICE

La Société n'est liée par aucun contrat de prestation de services avec un administrateur, directement ou à travers une entité quelconque.

16.3 INFORMATIONS SUR LES ORGANES D'ADMINISTRATION ET DE DIRECTION, ET LES COMITÉS

Les informations ci-dessous sont complétées, pour ce qui concerne le fonctionnement du Conseil d'Administration et des Comités du Conseil d'Administration, par les développements contenus dans le rapport du président du Conseil d'Administration sur le gouvernement d'entreprise et le contrôle interne, qui figure en Annexe 1 au présent document de référence.

16.3.1 Le Conseil d'Administration

Le 19 décembre 2008, le Conseil d'Administration a adopté un règlement intérieur dont l'objectif est de compléter et préciser les règles légales, réglementaires et statutaires régissant l'organisation et le fonctionnement du Conseil d'Administration et des comités institués par lui ainsi que les droits et devoirs de ses membres. Ce règlement intérieur a ensuite été modifié par le conseil les 23 décembre 2009, 25 janvier 2010, 22 novembre 2010 et 26 janvier 2011 pour s'ajuster aux évolutions légales et réglementaires et aux recommandations successives faites aux sociétés dont les titres sont admis sur un marché réglementé.

Les principales stipulations du règlement intérieur du Conseil d'Administration sont reproduites comme indiqué ci-dessous dans le présent document de référence :

(i) Composition du Conseil d'Administration

La composition du Conseil d'Administration est décrite au paragraphe 14.1.1 du présent document de référence.

(ii) Attributions du Conseil d'Administration

Les attributions du Conseil d'Administration sont décrites dans l'annexe 1 du présent document de référence – Rapport du Président du Conseil d'Administration sur les conditions de préparation et d'organisation des travaux du Conseil d'Administration et sur le contrôle interne au sein de la Société et du Groupe.

(iii) Fonctionnement du Conseil d'Administration

Le fonctionnement du Conseil d'Administration est décrit dans l'annexe 1 du présent document de référence – Rapport du Président du Conseil d'Administration sur les conditions de préparation et d'organisation des travaux du Conseil d'Administration et sur le contrôle interne au sein de la Société et du Groupe.

(iv) Comités du Conseil d'Administration

Les comités du Conseil d'Administration (Le Comité d'Audit des comptes et des risques, le Comité des nominations et rémunérations, le Comité des engagements) sont décrits au paragraphe 16.3.4 du présent document de référence et dans l'Annexe 1 - Rapport du Président du Conseil d'Administration sur les conditions de préparation et d'organisation des travaux du Conseil d'Administration et sur le contrôle interne au sein de la Société et du Groupe.

(v) Rémunération des Administrateurs

La rémunération des Administrateurs est décrite au paragraphe 15.1.2 du présent document de référence.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration est complété par une charte de l'Administrateur qui énonce entre autres les règles visant à la prévention des conflits d'intérêts et les règles de déontologie boursière.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration est disponible sur le site Internet de la Société (www.sechilienne-sidec.com).

16.3.2 Le président du Conseil d'Administration

Le Conseil d'Administration nomme parmi ses membres un président qui doit être aux termes des statuts une personne physique et un ressortissant de l'Union européenne.

Le président est nommé pour une durée qui ne peut excéder la durée de son mandat d'administrateur et peut être révoqué à tout moment par le Conseil.

Il peut être réélu. Selon les statuts de la Société, le Président qui au cours de l'exercice de ses fonctions atteint l'âge de 65 ans est maintenu jusqu'à l'expiration de la période pour laquelle il a été nommé et peut être renouvelé pour un mandat ne pouvant excéder quatre ans.

Le président représente le Conseil d'Administration. Il en organise et dirige les travaux, dont il rend compte à l'Assemblée Générale. Il s'assure que les administrateurs sont en mesure de remplir leur mission.

Le Conseil d'Administration a, lors de sa réunion du 17 mai 2006, mis un terme à la séparation antérieurement en vigueur des fonctions de Président et de Directeur Général. Ce choix a été maintenu depuis, et M. Nordine HACHEMI est, depuis le 28 août 2008, Président Directeur Général comme M. Dominique FOND l'a été avant lui du 17 mai 2006 au 28 août 2008.

L'option pour le cumul des fonctions de Président et de Directeur Général a été retenue comme étant la plus adaptée à l'organisation et au mode de fonctionnement souhaitables du Groupe, et la mieux à même :

de valoriser la connaissance et l'expérience des affaires du Président,
de favoriser une relation étroite des Dirigeants avec les actionnaires, et la réactivité du conseil,
d'assurer la coordination la plus efficace au sein du Groupe

16.3.3 Le Directeur Général, cumulant cette fonction avec celle de Président du Conseil d'Administration depuis le 17 mai 2006

Le Directeur Général est nommé par le Conseil d'Administration. Pour l'exercice de cette fonction, il doit être âgé de moins de 70 ans. S'il atteint cette limite d'âge en cours de mandat, il est réputé démissionnaire d'office.

Le Directeur Général est investi des pouvoirs les plus étendus pour agir en toutes circonstances au nom de la Société, dans la limite de l'objet social et sous réserve des pouvoirs expressément attribués par la loi aux Assemblées Générales et au Conseil d'Administration.

Le Directeur Général représente la Société dans ses rapports avec les tiers. La Société est engagée même par ses actes qui ne relèvent pas de l'objet social, à moins qu'elle ne prouve que le tiers savait que les actes en cause dépassaient cet objet et ne pouvait l'ignorer compte tenu des circonstances.

Le montant des cautions, avals et garanties susceptibles d'être consentis par le Président Directeur Général sans autorisation spéciale et expresse du Conseil d'Administration a été fixé pour 2010 par une délibération du Conseil d'Administration du 23 décembre 2009 qui a réitéré pour cet exercice 2010 le dispositif antérieur, à savoir :

Absence de limitation au pouvoir du Président Directeur Général de consentir des cautions avals et garanties aux administrations fiscales et douanières,
Possibilité pour le Président Directeur Général de consentir hors autorisation spéciale et expresse du Conseil des cautions avals et garanties en faveur d'autres bénéficiaires dans la limite d'un montant global annuel cumulé de 15 millions d'euros,
Le Conseil d'Administration du 22 novembre 2010 a porté cette dernière limite du montant global annuel cumulé de 15 millions d'euros à un montant global annuel cumulé de 50 millions d'euros, avec mise en application en 2011.

Le Conseil d'Administration du 27 juin 2007 a, pour tenir compte d'obligations légales en vigueur en Espagne concernant les conditions d'attribution d'autorisations d'exploiter des installations de production d'électricité, autorisé le Président Directeur Général à consentir à cette fin des cautions à hauteur de 30 millions d'euros. Cette autorisation a été utilisée à hauteur de 6,093 millions d'euros, ensuite annulés.

Le Président Directeur Général peut déléguer une partie des pouvoirs qui lui ont été conférés par le Conseil d'Administration.

La Direction Générale de la société a été, depuis le 28 août 2008 assurée par M. Nordine HACHEMI, Président Directeur Général, confirmé dans ces fonctions par le conseil d'administration du 16 juin 2009 après renouvellement de son mandat d'administrateur par l'Assemblée Générale tenue le même jour.

Que la fonction de Directeur Général soit assurée par le Président du Conseil d'Administration comme c'est le cas depuis le 17 mai 2006 ou qu'elle le soit par une autre personne, comme cela a été le cas antérieurement au 17 mai 2006, le Directeur Général peut proposer au Conseil d'Administration, et le Conseil d'Administration décider, la nomination d'un ou plusieurs (jusqu'à cinq) Directeurs Généraux Délégués pour assister le Directeur Général.

Cette faculté a été utilisée du 18 décembre 2001 au 20 octobre 2005, période pendant laquelle un Directeur Général Délégué a été en fonction. Elle n'a pas été mise en œuvre depuis.

Le Président Directeur Général est depuis janvier 2009 assisté par un Directeur Général adjoint, M. Christian JACQUI.

16.3.4 Les comités

L'article 26 des statuts prévoit la possibilité pour le Conseil d'Administration de nommer des comités composés soit d'Administrateurs, soit de Directeurs soit d'Administrateurs et de Directeurs de la Société afin d'étudier certaines questions.

Le Conseil a usé de cette disposition et créé :

depuis décembre 2003, un comité d'audit et des comptes, transformé par une délibération du conseil du 23 décembre 2009 en comité d'audit, des comptes et des risques ;
depuis octobre 2005, un comité des rémunérations transformé par une délibération du Conseil du 19 décembre 2008 en comité des nominations et rémunérations ;
depuis décembre 2008, un comité des engagements.
- (i) Comité d'audit, des comptes et des risques

Le Comité d'audit, des comptes et des risques est composé des personnes suivantes :

M. Jean STERN (président), administrateur indépendant ;
M. Michel BLEITRACH, administrateur indépendant ; et
M. Hervé DESCAZEAUX, représentant Financière Hélios, principal actionnaire.

Tous trois disposent de compétences étendues en matière financière et comptable,

M. Jean STERN pour avoir occupé d'importants postes de responsabilité (notamment Directeur des financements) au sein de la SOCIETE GENERALE et exercé la présidence de filiales de cette banque,
M. Michel BLEITRACH pour avoir assuré la Direction d'importantes filiales de grands groupes industriels, et exercer notamment les fonctions de Président du Directoire de KUVERA et Président Directeur Général de sa filiale KEOLIS,
M. Hervé DESCAZEAUX pour être expert comptable et avoir pendant plusieurs années vérifié les comptes de groupes internationaux et établi des rapports de « due diligence ».

L'organisation et le fonctionnement du Comité d'audit, des comptes et des risques sont régis par le règlement intérieur du Conseil d'Administration (voir paragraphe 16.3.1 du présent document de référence).

Ce règlement, adopté en premier lieu par une délibération du 19 décembre 2008, a fait ensuite l'objet de mises à jour successives, notamment les 23 décembre 2009, 25 janvier 2010, 22 novembre 2010, et 26 janvier 2011 en dernier lieu.

Il est disponible sur le site internet de la Société.

(ii) Comité des nominations et rémunérations

Le Comité des nominations et rémunérations est composé des personnes suivantes :

M. Michel BLEITRACH (président), administrateur indépendant ;
M. Guy RICO, administrateur indépendant ;
M. Patrick de GIOVANNI.

L'organisation et le fonctionnement du Comité des nominations et rémunérations sont régis par le règlement intérieur du Conseil d'Administration (voir paragraphe 16.3.1 du présent document de référence).

(iii) Comité des engagements

Le Comité des engagements est composé des personnes suivantes :

M. Jean STERN, administrateur indépendant ; et
M. Hervé DESCAZEAUX, représentant Financière Hélios, principal actionnaire.

En outre, les réunions du Comité des engagements sont ouvertes aux autres membres du Conseil d'Administration désireux d'y participer.

L'organisation et le fonctionnement du Comité des engagements sont régis par le règlement intérieur du Conseil d'Administration (voir paragraphe 16.3.1 du présent document de référence).

Les missions et le fonctionnement des comités font l'objet de développements dans le rapport du Président du Conseil d'Administration sur le gouvernement d'entreprise et le contrôle interne, intégré en Annexe 1 du présent document de référence.

16.4 DÉCLARATION DE CONFORMITÉ AU RÉGIME DE GOUVERNEMENT D'ENTREPRISE

Ce point fait l'objet des développements du rapport du Président du Conseil d'Administration sur le gouvernement d'entreprise et le contrôle interne, en Annexe 1 du présent document de référence.

Sont indiqués ci-après, en application de l'article L.225-37 du Code de Commerce, les points sur lesquels certaines recommandations du code AFEP/MEDEF ne sont pas appliquées, et les raisons de cette situation :

Les statuts et le règlement intérieur du conseil d'administration ne comportent pas de dispositions destinées à assurer l'échelonnement des mandats des administrateurs, qui sont d'une durée de quatre ans. Le tableau inséré à l'article 14-1-1 du présent document de référence fait en effet ressortir l'absence de phénomène de concentration sur une seule année de l'expiration de ces mandats (répartie sur les années 2011, 2013 et 2014 pour les huit administrateurs en fonction en 2010).
L'acquisition d'actions attribuées gratuitement par délibérations des conseils d'administration des 28 août 2009, 25 janvier 2010 et 28 juillet 2010 sera fonction du seul cours de l'action de la Société à l'exclusion d'autres conditions de performance. Ceci correspond au souhait de la Société que l'acquisition des actions résulte d'un critère dont la réalisation relève du Marché et reflète ainsi l'appréciation objective de sa situation économique et financière et de ses perspectives d'évolution.

CHAPITRE 17 : SALARIÉS

17.1 LES EFFECTIFS DU GROUPE

Les Ressources Humaines
(pour le périmètre de consolidation globale et proportionnelle)(*)

Effectif au 31 décembre	2008	2009	2010
Société Mère Séchilienne-Sidec	48	60	63
Autres Sociétés consolidées	203	216	237(*)
Total	251	276	300

(*) Ce périmètre en 2010 n'inclut plus la société CICM dont Séchilienne-Sidec ne détient plus que 33,98 % contre 51 % antérieurement, mais comprend pour la première fois la société CEP (Caraïbes Energie Production). CICM comptait 22 salariés en fin 2008 et 24 en fin 2009.

17.1.1 Mouvements et répartition d'effectifs en 2010

Les effectifs au 31/12/2009 indiqués par le tableau ci-dessous ne prennent pas en compte ceux de CICM qui comptait à cette date 24 agents. P o we r

	S é c hilie n ne -S ide c	EM S	S TP	C TP	C EP	CCG	RCMI	S C E	P le xus	S C EM	P o we r A llia nc	QEA	To ta l filia le s	To ta l Gro upe
Effectifs au 31/12/2009	6 0	5 7	5 8	4 6	0	2	0	1 3	2	8	e 1	5	192	252
Embauches
. en CDI	8	2	2	1 6	3 0	1	2	0	0	0	0	1	5 4	6 2
. en CDD	3	0	0	0	0	0	2	0	0	1	0	1	4	7
Départs	8	1	1	4	0	0	0	5	1	0	0	1	1 3	2 1
Variation	3	1	1	1 2	3 0	1	4	- 5	- 1	+1	-	1	+45	+48
Effectifs au 31/12/2010	6 3	5 8	5 9	5 8	3 0	3	4	8	1	9	1	6	237	300
Répartition H/F
. H	4 6	5 6	5 7	5 3	3 0	3	4	6	1	8	1	3	222	268
. F	1 7	2	2	5	0	0	0	2	0	1	0	3	1 5	3 2
Total	6 3	5 8	5 9	5 8	3 0	3	4	8	1	9	1	6	237	300
Répartition
. Cadres	5 5	6	8	5	5	1	0	1	1	1	1	1	3 0	8 5
. Agents de maîtrise	3	3 1	3 2	3 8	1 6	1	4	6	0	2	0	4	134	137
. Employés	5	2 1	1 9	1 5	9	1	0	1	0	6	0	1	7 3	7 8
Total	6 3	5 8	5 9	5 8	3 0	3	4	8	1	9	1	6	237	300
Répartition postés/ non postés
. Postés	0	3 0	2 9	2 4	2 3	0	0	0	0	0	0	0	106	106
. Non postés	6 3	2 8	3 0	3 4	7	3	4	8	1	9	1	6	131	194
Total	6 3	5 8	5 9	5 8	3 0	3	4	8	1	9	1	6	237	300
Répartition par
< 9 ans	4 3	6	8	2 5	2 3	3	3	8	1	9	1	6	9 3	136
9 – 15 ans	1 3	2 1	1 9	2 6	3	0	1	0	0	0	0	0	7 0	8 3
> 15 ans	7	3 1	3 2	7	4	0	0	0	0	0	0	0	7 4	8 1
Total	6 3	5 8	5 9	5 8	3 0	3	4	8	1	9	1	6	237	300

17.1.2 Eléments d'information concernant la main d'œuvre extérieure, les heures supplémentaires et l'absentéisme

a) Main d'œuvre extérieure

Année 2010	Séchilienne-Sidec	Total Filiales	Total
Main d'œuvre extérieure
(intérimaires, saisonniers)	8	160	168

b) Heures travaillées, heures supplémentaires, absentéisme

Nombre d'heures travaillées	119 369	342 956	462 325
Nombre d'heures supplémentaires	0	28 188	28 188
Ratio nombre d'heures supplémentaires/ nombre d'heures travaillées	0 %	8,2%	6,1%
Nombre d'heures d'absence	1477	19 280	20 757
Ratio nombre d'heures d'abscence/ nombre d'heures travaillées =
taux d'absentéisme	1,24%	5,6%	4,5%
Répartition des causes d'absentéisme en nombre d'heures : et en % :
- Accidents du travail et trajets	0	2 372 (12,3%)	2 372 (11,4%)
- Maladie	617 (42%)	8 040 (41,7%)	8 657 (41,7%)
- Maternité/Paternité	860 (58%)	815 (4,2%)	1 675 (8,1%)
- Autres		8 053 (41,8 %)	8 053 (38,8%)
Total	1 477 (100%)	19 280 (100%)	20 757 (100%)

17.1.3 Masse salariale comptable (en millions d'euros)

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2010, la masse salariale du Groupe est de 27,3 millions d'euros (dont 0,9 millions d'euros au titre du régime de retraite à prestations définies).

La masse salariale comptable pour l'exercice 2009 avait été de 26,8 millions d'euros (dont 2,7 millions d'euros au titre du régime de retraite à prestations définies comme indiqué aux paragraphes 9-3-3 et 15-2-1du présent document de référence) et 0,9 millions d'euros au titre de la masse salariale de CICM.

17.1.4 Politique de l'emploi

Une politique de l'emploi particulièrement dynamique a été mise en place à la Guadeloupe en 2010 d'une part à l'occasion du démarrage de la nouvelle Centrale Thermique Caraïbes Energie Production (CEP) pour laquelle 26 recrutements locaux ont été effectués et d'autre part à l'occasion du renforcement des équipes d'exploitation de Caraïbes Thermique Production pour laquelle 12 embauches locales ont été réalisées.

Le Groupe n'a connu aucun licenciement collectif ni PSE durant l'année.

17.1.5 Politique de rémunération

Séchilienne-Sidec fixe sa politique salariale dans le respect des procédures prévues par le Code du Travail et en fonction des objectifs budgétaires de la Société.

A cette rémunération s'ajoute une participation et/ou un plan d'intéressement qui associent l'ensemble des salariés aux performances économiques de l'entreprise.

Les salariés des centrales thermiques françaises bénéficient de la négociation annuelle obligatoire de la branche des IEG qui fixe le pourcentage d'augmentation du Salaire National Brut et celui consacré aux avancements au choix auxquels s'ajoutent les mesures automatiques d'ancienneté.

En janvier 2010 pour une progression de l'inflation en 2009 de 0,8% hors tabac, les budgets d'augmentation de rémunération ont représenté aussi bien au niveau de la branche des Industries Electriques et Gazières pour les Centrale thermiques que de Séchilienne-Sidec plus de trois fois ce niveau d'inflation.

17.1.6 Politique de formation

Chaque société du Groupe fixe ses objectifs en matière de formation professionnelle et s'acquitte de sa participation au développement de la formation professionnelle continue à un organisme collecteur paritaire agréé ainsi que du financement des Congés Individuels de Formation et de la professionnalisation.

Les plans de formation de chaque société du Groupe sont établis en fonction de leurs besoins spécifiques axés sur l'exploitation et la sécurité pour les centrales thermiques et les perfectionnements bureautiques, comptables et en langues étrangères pour Séchilienne-Sidec.

17.1.7 Politique sociale

L'architecture de la représentation du personnel du Groupe repose sur le schéma suivant :

Pour les centrales thermiques des Délégations Uniques du Personnel constituées en UES régionales, l'UES « Thermique Réunionnais » regroupant les sociétés EMS-STP-CTG et CTBR pour la Réunion et l'UES « CTM/CTP » pour la Guadeloupe. En novembre 2010, à l'occasion du renouvellement des instances représentatives dans la branche des IEG, la centrale CEP en Guadeloupe dont le personnel vient d'être embauché et malgré un effectif inférieur à 50 s'est vue, elle aussi, doter d'une DUP.
Pour Séchilienne-Sidec, une DUP a été mise en place en 2009.

L'ensemble hors CEP est représenté au sein d'un Comité de Groupe dont l'accord constitutif a été signé en mai 2010 et qui a tenu sa première réunion sous la présidence du Président Directeur Général de Séchilienne-Sidec en septembre 2010. Ce comité qui se réunira deux fois par an, contribuera, en complément des autres instances mises en place au niveau des centrales et UES régionales, a améliorer le dialogue social..

Les centrales thermiques françaises compte tenu du statut des Industries Electriques et Gazières IEG sont aussi dotées d'une « Commission Secondaire Paritaire » dont la mission est d'être informée et consultée sur tout ce qui touche à la gestion des salariés non cadres (embauche, promotion, mutation).

Dans ce cadre le paysage syndical (Syndicats ayant obtenu plus de 10 % des voix aux dernières élections professionnelles) est le suivant depuis le renouvellement en novembre 2010 des instances représentatives dans les Centrales thermiques :

Séchilienne-Sidec : Un délégué syndical CFE/CGC
UES Thermique réunionnais : Un délégué syndical central CGT
UES CTP/CTM : Un délégué syndical central CGTG (branche séparée depuis 1963 de la CGT)
Caraïbes Energie Production : Un délégué syndical FO.

L'année 2010, qui n'a connu aucun jour de grève dans le Groupe, est caractérisée dans ce domaine par un retour à la normale après les événements exceptionnels qui ont marqué l'exercice 2009 au cours duquel la Centrale CTM en Guadeloupe a connu, du fait du conflit conduit par le LKP, 91 jours de grève.

En revanche le dialogue social a été particulièrement nourri et fructueux entre les directions locales ou nationales et les organisations syndicales. Le bilan des accords négociés et signés au sein du Groupe en est l'illustration.

Plusieurs accords collectifs ont en effet été signés en 2010 :

Sur le plan des institutions représentatives du personnel ont été signés la constitution des UES régionales en Guadeloupe et à La Réunion et l'accord constitutif du Comité de Groupe.
Sur le plan de la participation et de l'intéressement ont été signés les accords de participation dérogatoires pour les UES Réunionnaise et Guadeloupéenne, un accord d'intéressements pour les filiales photovoltaïques directes de Séchilienne-Sidec de La Réunion (SCE, PLEXUS et Power Alliance) et des accords d'intéressement pour les filiales CCG (filiale thermique) et QEA (filiale photovoltaïque) directes de Séchilienne-Sidec de la Martinique.
Un accord « seniors » a été signé pour la société EMS et un plan d'action triennal a été mis en place chez STP, à la Réunion, et chez Séchilienne-Sidec.
Sur le plan du temps de travail a été signé un nouvel accord sur la durée et l'aménagement du temps de travail à CTP en Guadeloupe. Un accord sur le même thème est en préparation pour Séchilienne-Sidec. Une renégociation de l'accord initial est en cours à EMS à la Réunion.
Parallèlement et liés au statut des IEG auquel sont soumises les Centrales thermiques françaises plusieurs accords d'application directe dans les Centrales ont été signés en 2010 au niveau de la branche des IEG : Accord relatif aux principes de prévention des risques psycho-sociaux en février, accord relatif à la spécificité des métiers dans la branche professionnelle en avril, accord relatif à la mise en place d'une couverture supplémentaire maladie des agents statutaires des IEG en juin, accord relatif au cumul d'emplois ou d'activités dans la branche en septembre et deux avenants aux accords de mise en place d'un PERCO I de branche et d'un PEI de branche en octobre.

17.2 PARTICIPATIONS AU CAPITAL ET OPTIONS DE SOUSCRIPTION DES DIRIGEANTS

17.2.1 Participations au capital social des administrateurs et directeurs généraux

(i) Intérêts des membres du Conseil d'Administration

Les informations présentées ci-dessous sont relatives aux administrateurs et directeurs généraux de la Société en fonctions au 31 décembre 2010.

Administrateurs	Nombre d'actions au 31/12/2010	% du capital
Nordine HACHEMI, (Président Directeur Général, administrateur)	8 700	0,03%
Michel BLEITRACH	400	0,00%
Financière HELIOS, représentée par Hervé DESCAZEAUX	10 581 960	37,20%
Hervé DESCAZEAUX	400	0,00%
Patrick de GIOVANNI	400	0,00%
Xavier LENCOU-BAREME	1 025	0,00%
Guy RICO	410	0,00%
Claude ROSEVEGUE	780	0,00%
Jean STERN	410	0,00%
TOTAL	10 594 485	37,24%

NB : Le nombre d'actions détenues par l'ensemble constitué par FINANCIERE HELIOS et ses associés FCPR APAX France VI et ALTAMIR AMBOISE SCA était au 31/12/2010 de 12 123 811 actions soit 42,62 % du capital.

Les paragraphes 15.1.2, 15.1.3 et 15.1.4 du présent document de référence, détaillent par ailleurs la situation de MM. Nordine HACHEMI et Xavier LENCOU-BAREME au regard des plans d'options de souscription d'actions et d'attributions d'actions de performance.

(ii) Transactions effectuées sur les actions de la Société par les Administrateurs, mandataires sociaux et personnes liées à eux en 2009

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010, ont été déclarées auprès de l'Autorité des marchés financiers les transactions suivantes :

Par FINANCIERE HELIOS, à titre de régularisation de déclaration d'opérations effectuées entre le 1 er et le 30 avril 2009, la cession de 206 161 actions SECHILIENNE-SIDEC au prix unitaire moyen de 22,42 euros, pour un montant global de 4 623 768, 96 euros. (Décisions et informations AMF n° 210 D 1484 à 210 D 1495).
Par FINANCIERE HELIOS, à titre de régularisation de déclaration d'opération effectuée le 22 juillet 2009, l'attribution en paiement d'une partie du dividende de 342 672 actions SECHILIENNE-SIDEC au prix unitaire de 20,80 euros, pour un montant de 7 127 577,60 euros. (Décisions et informations AMF n° 210 D 1496).
Par FINANCIERE HELIOS, le reclassement le 18 juin 2010, par voie de cession à ses associés de contrôle de 1 541 851 actions SECHILIENNE-SIDEC, dont 1 110 133 au FCPR APAX France VI et 431 718 à ALTAMIR AMBOISE SCA, au prix unitaire de 22,70 euros, pour un montant de 35 000 017,70 euros (Décision et information AMF n° 210 D 3020).
Par monsieur Nordine HACHEMI, Président Directeur Général de la Société,
- o l'acquisition le 25 mai 2010 de 2 600 actions SECHILIENNE-SIDEC au prix unitaire de 20,8382 euros, pour un montant de 47 927,86 euros (Décision et information AMF n° 210 D 2578),
- o l'acquisition le 26 mai 2010 de 2 300 actions SECHILIENNE-SIDEC au prix unitaire de 20,44 euros, pour un montant de 53 144,00 euros (Décision et information AMF n° 210 D 2579).

17.2.2 Options de souscription d'actions de la Société

L'Assemblée Générale du 18 décembre 2001 a accordé une autorisation sur la base de laquelle les Conseils d'Administration des 2 septembre 2002 et 11 décembre 2003 ont procédé aux attributions décrites aux colonnes 1 et 2 du tableau ci-dessous. Les options ainsi attribuées ont toutes été exercées.

L'Assemblée Générale du 27 mai 2005 a accordé une autorisation pour un plan d'options de souscription, sur la base de laquelle le Conseil d'Administration du 13 décembre 2005 a attribué 150 000 options (montant ajusté pour tenir compte de la division par vingt du nominal du titre intervenue en juillet 2006), exerçables à compter du 13 décembre 2009 et pendant une période de trois ans, au prix de souscription unitaire de 20,9 euros pour une action. La colonne 3 du tableau ci-dessous en rend compte. Au 31 décembre 2010, seules 5 000 des 150 000 options attribuées avaient été exercées.

L'Assemblée Générale du 10 mai 2007 a accordé une autorisation (ratifiée et confirmée par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009) pour un plan d'options de souscription d'actions avec la double limite d'un plafonnement à 50 000 du nombre d'options et à 2 750 000 euros de l'augmentation de capital afférente. Cette autorisation n'a pas donné lieu à décisions d'attribution par le Conseil d'Administration.

L'Assemblée Générale du 15 mai 2008 a accordé une autorisation pour un plan d'options de souscription d'actions plafonné à 40 000 options, qui n'a pas non plus donné lieu à décisions d'attribution par le Conseil d'Administration.

L'Assemblée Générale du 18 mai 2010 a accordé une autorisation (privant d'effet les autorisations antérieures précitées des Assemblées Générales des 10 mai 2007 et 15 mai 2008 non utilisées par le Conseil d'Administration) pour un plan d'options de souscription d'actions plafonné à 200 000 options, sur le fondement de laquelle le Conseil d'Administration du 27 août 2010 a attribué 190 000 options. La colonne 4 du tableau ci-dessous en rend compte.

Information sur les options de souscription ou d'achat
Date d'assemblée		18 décembre 2001	27 mai 2005	18-mai-10
Date du conseil d'administration	2 septembre 2002	11 décembre 2003 13 décembre 2005		27-août-10
Nombre total d'options attribuées	136 000	246 000	150 000	190 000
Nombre d'attributaires mandataires sociaux et administrateurs	1	1	2	2
Nombre d'attributaires autres que mandataires sociaux et administrateurs	10	11	12	80
Nombre total d'actions pouvant être souscrites ou achetées	136 000	246 000	150 000	190 000
-dont le nombre de celles pouvant être souscrites ou achetées par les mandataires sociaux et	70 000	120 000	40 000	33 500
administrateurs : .Dominique Fond (Directeur Général lors de l'attribution en décembre 2005)	70 000	120 000	30 000
.Nordine HACHEMI (Président Directeur Général lors de l'attribution en août 2010)				30 000
.Xavier LENCOU BAREME (Administrateur lors des attributions en décembre 2005 et août 2010)			10 000	3 500
Nombre d'actions pouvant être souscrites par les dix premiers salariés	66 000	121 000	106 000	68 000

Point de départ d'exercice des options	2 septembre 2006	11 décembre	13 décembre	28 août 2014
		2007	2009
Date d'expiration	2 septembre 2009	11 février 2010	13 décembre 2012	28 août 2017
Prix de souscription ou d'achat	4,45 euros	4,75 euros	20,9 euros	21,306 euros
Nombre d'actions souscrites au 31 décembre 2010	136 000	246 000	5 000	Aucune
Nombre cumulé d'options de souscription ou d'achat actions annulées ou caduques
Options de souscription ou d'achat d'actions restantes en fin d'exercice 2010	Aucune	Aucune	145 000	190 000

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010, les options attribuées aux mandataires sociaux et aux dix premiers salariés par le Conseil d'administration le 27 août 2010 sont les suivantes :

Bénéficiaires	Plan	Nature des options	Valorisation des options selon la méthode retenue pour les comptes consolidés	Nombre d'options attribuées durant l'exercice	Prix d'exercice	Période d'exercice
Mandataires sociaux	27/08/2010	Souscription	139 841	30 000	21,306	du 28/08/2014 au 28/08/2017
Dix premiers salariés	27/08/2010	Souscription	340 000	68 000	21,306	du 28/08/2014 au 28/08/2017

Les options peuvent être exercées à l'issue d'une période de 4 ans à compter de leur date d'attribution, et leur durée de validité est de 7 ans à compter de leur date d'attribution.

Selon les règlements des plans applicables aux options attribuées par les décisions du Conseil d'Administration des 2/09/2002, 11/12/2003 et 13/12/2005, les options détenues par un bénéficiaire qui quitte la Société par démission, licenciement pour faute professionnelle grave ou lourde ou révocation pour motif grave deviennent caduques. Le Conseil d'Administration peut cependant, après avis du Président, déroger cas par cas à cette disposition. Il a décidé une telle dérogation au bénéfice de Monsieur Dominique FOND après la démission de ce dernier.
Selon le règlement du plan applicable aux options attribuées par la décision du Conseil d'Administration du 27/08/2010, en cas de départ/mise en retraite ou en préretraite, le bénéficiaire concerné conservera ses options, ces dernières pouvant être exercées jusqu'à la fin de la période d'exercice.

Il est précisé qu'aux termes du règlement du plan d'options de souscription d'actions adopté par le Conseil d'Administration du 27 août 2010 :

Les bénéficiaires des options sont
- o les mandataires sociaux de la Société et de ses filiales, au sens de l'article L 233-1 du Code de commerce et relevant de l'article 210-3 de ce code,
- o l'ensemble des salariés de la Société et de ses filiales, présents dans la Société ou ses filiales au 15 août 2010.
Les actions offertes issues de l'exercice des options seront créées par voie d'augmentation de capital.
Les options pourront être exercées entre le 28 août 2014 et le 28 août 2017. Toute option non exercée à l'issue de la période d'exercice sera caduque de plein droit.
L'exercice des options sera soumis à la condition que le mandat social ou le contrat de travail du bénéficiaire soit en vigueur à la date d'ouverture, sauf application des dispositions ci-après :
- o en cas de départ/mise en retraite ou en préretraite, le bénéficiaire concerné conservera ses options, exerçables jusqu'à la fin de la période d'exercice,
- o en cas de décès du bénéficiaire avant l'issue de la période d'exercice, ses héritiers pourront exercer ses options dans un délai de 6 mois à compter de la date du décès.
A la date d'ouverture, l'exercice des options par l'ensemble des bénéficiaires est soumis à une condition de performance se référant à l'évolution de la puissance installée du parc photovoltaïque. Cette condition est fondée sur la réalisation de l'objectif suivant : la puissance du parc photovoltaïque de la société et de ses filiales, installée au 31 décembre 2011, doit présenter une progression d'au moins 30% par an par rapport à la puissance du parc installé au 31 décembre 2009. La réalisation ou non de cette condition sera constatée par le Conseil d'Administration au cours de l'année 2012.
Le prix d'exercice des options fixé, soit 21,306 euros/action, correspondait au jour de la date d'attribution, le 27 août 2010, à la moyenne mobile sur vingt jours (mm 20) du cours de l'action SECHILIENNE-SIDEC (moyenne arithmétique des vingt derniers jours de clôture).
Les actions nouvelles issues des levées d'options effectuées dans le cadre de ce règlement donneront droit au dividende versé au titre de l'exercice au cours duquel les options auront été levées, mais elles ne donneront pas droit au dividende versé au titre de l'exercice précédent leurs levées et qui serait versé au cours de l'exercice au cours duquel elles auront été levées.

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010, les actions souscrites par les mandataires sociaux et les dix premiers salariés sur exercice des options de souscription attribuées par le Conseil d'Administration le 13 décembre 2005 sont les suivantes :

Bénéficiaires	Plan du 31/12/2005	Nombre d'options exercées	Nombre d'actions souscrites	Prix d'exercice
Mandataires sociaux		0	0
Dix premiers salariés		0	0

Le nombre total d'actions souscrites par l'ensemble des attributaires des options de ce plan a été de 5 000 (au regard de 150 000 options attribuées).

17.2.3 Attributions gratuites d'actions

A) Attributions gratuites d'actions réalisées en 2009 et 2010

Conformément à l'autorisation conférée pour une durée de trente huit mois par l'Assemblée Générale Mixte du 16 juin 2009 dans sa vingtième résolution, le Conseil d'Administration a décidé :

lors de sa séance du 28 août 2009 :
- o de procéder à l'attribution gratuite de 402 310 actions représentant 1,386 % du capital social « dilué » (après prise en compte du nombre maximum d'actions nouvelles susceptibles d'être émises en vertu de l'autorisation mise en œuvre et des stocks options attribués à la date de la première attribution gratuite d'actions), l'attribution ainsi consentie étant pour chaque bénéficiaire, divisée en deux tranches égales soumises à des conditions de performance différentes (plus sévères pour la seconde) ; et
- o d'arrêter la liste nominative des cinquante (50) bénéficiaires de cette attribution, ainsi que le nombre d'actions attribuées à chacun (réparti comme indiqué ci-dessus en deux tranches égales A et B) et les termes du règlement du plan d'attribution gratuite d'actions concernant chaque bénéficiaire, établi en conformité avec les prescriptions de la résolution précitée de l'Assemblée Générale du 16 juin 2009.
- o Dans ce cadre, il a été attribué à Monsieur Nordine HACHEMI, Président Directeur Général 145 136 actions dont 72 568 pour la tranche A et 72 568 pour la tranche B. Mais cette attribution à Monsieur Nordine HACHEMI n'a pu produire effet en raison de retards pris dans certaines filiales pour la conclusion et la formalisation définitive d'accords négociés de participation et d'intéressement, qui constituaient des conditions de conformité aux prescriptions de l'article L. 225-197-6 du Code de commerce.
lors de sa séance du 25 janvier 2010 de consentir à un bénéficiaire supplémentaire, salarié de la Société, 5 806 actions gratuites réparties en 2 903 actions « tranche A » et 2 903 « tranche B ».
lors de sa séance du 28 juillet 2010 de réattribuer à Monsieur Nordine HACHEMI 145 136 actions gratuites réparties en deux tranches égales de chacune 72 268 actions, au vu du constat qu'après signature en juin 2010 de l'ensemble des accords de participation et d'intéressement requis pour satisfaire aux conditions posées par l'article L 225-197-6 du Code de commerce, ces conditions étaient désormais remplies.
B) Situation résultant des attributions réalisées en 2009 et 2010

Au 31 décembre 2010, l'autorisation d'attribution d'actions gratuites donnée au conseil par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009, qui portait sur 435 404 actions, était ainsi utilisée :

Attributions effectuées lors de la séance du 28 août 2009 au profit de 49 attributaires : 257 174 actions. (Compte tenu de la non-applicabilité de l'attribution concernant M. HACHEMI).
Attribution effectuée lors de la séance du 25 janvier 2010 au profit d'un attributaire : 5 806 actions. - Attribution effectuée lors de la séance du 28 juillet 2010 au profit de Monsieur Nordine HACHEMI, Président Directeur Général : 145 136 actions.
Le nombre total d'actions ainsi attribuées gratuitement est de 408 116, représentant 1,38% du capital social (sur une base diluée).
Nombre d'actions non encore attribuées : 27 288 actions, auxquelles s'ajoutent 5 512 actions dont l'attribution est devenue caduque du fait du départ de leurs bénéficiaires, ce qui conduit à un nombre d'actions encore attribuable de 32 800, soit 0,12% du capital social (sur une base diluée).

Les principales dispositions du plan d'attribution gratuite d'actions mis en œuvre dans le cadre de la 20ème résolution de l'Assemblée Générale du 16 juin 2009 et des délibérations des Conseils d'Administration des 28 août 2009, 25 janvier 2010 et 28 juillet 2010, sont les suivantes :

a) Conditions de performance exigées

Conditions de performance

Evénement à intervenir

Plage
de
temps
à
l'intérieur
de
laquelle
l'évènement doit intervenir

Atteinte d'un cours de bourse à la clôture de 30
jours de négociation au cours d'une période
glissante de six mois au moins égal à :
40 euros pour la tranche A
60 euros pour la tranche B
Ou
Réalisation
d'une
OPA
concomitante
ou
consécutive à une prise de contrôle ou un
changement de contrôle de la Société, si le prix
offert par action est au moins égal à :
40 euros pour la tranche A
60 euros pour la tranche B

Plage
comprise
entre
la
date
d'attribution
initiale et la date la plus proche entre le 31
décembre 2012 ou, selon le cas :
Concernant M. Nordine HACHEMI, la date de
cessation
de
ses
fonctions
de
Président
Directeur Général,
Concernant chacun des autres bénéficiaires, la
date de cessation d'exercice de fonctions
salariées au sein du Groupe.

b) Date d'acquisition définitive des actions attribuées

Une fois l'un des seuils constitutifs des conditions de performance exigées atteint, l'intégralité des actions attribuées au titre, selon le cas, de la tranche A ou de la tranche B sera définitivement acquise au bénéficiaire à la fin de la période d'acquisition expirant le 1er janvier 2013.

c) Période de conservation imposée à partir de l'acquisition

La durée de la période de conservation courant à compter de la date d'acquisition des actions attribuées gratuitement est de deux ans. Concernant M. HACHEMI, Président Directeur Général, et un salarié, la durée de la période de conservation est, pour 25 % des actions qui leur sont attribuées, prolongée jusqu'à la cessation de leurs fonctions.

Le tableau ci-dessous présente une synthèse des actions attribuées gratuitement au 31 décembre 2010 :

Assemblée Générale	16 juin 2009
Conseil d'Administration	28 août 2009	25 janvier 2010	28 juillet 2010
Nombre de bénéficiaires :	49	1	1
dont nombre de salariés bénéficiaires	49	1	0
Nombre total d'actions attribuées aux bénéficiaires		408 116 en deux tranches égales
Dont nombre d'actions attribuées aux salariés : - dont 2 salariés - dont 7 salariés - dont 10 salariés - dont 5 salariés - dont 9 salariés - dont 17 salariés	262 980 101 596 60 956 58 060 14 510 13 068 14 790
Evaluation des actions attribuées :	1 898 087 euros : évaluation déterminée sur la base du cours de bourse à la date d'attribution
Dont évaluation des actions attribuées aux salariés	1 346 570 euros : évaluation déterminée sur la base du cours de bourse à la date d'attribution
Nombre d'actions attribuées aux mandataires sociaux, à savoir M. HACHEMI (Président Directeur Général)	145 136 en deux tranches égales
Nombre d'actions attribuées aux membres salariés du Comité de Direction	168 358 en deux tranches égales
Nombre d'actions attribuées aux dix premiers salariés (en nombre d'actions attribuées gratuitement)	168 358
Date d'acquisition définitive (subordonnée à l'atteinte des conditions de performance)	er janvier 2013 (émission ou cession des actions 1 par la Société au plus tard le 10 janvier 2013)
Date de cessibilité des actions	2 ans à partir de l'acquisition, soit le 2 janvier 2015 Cette période est pour le PDG et un salarié, prolongée jusqu'à cessation de leurs fonctions pour 25 % des actions qui leur sont attribuées.
Nombre d'actions acquises définitivement au 31/12/2010	Néant.
Nombre d'actions attribuées gratuitement annulées ou caduques au 31/12/2010 (en raison du départ de 4 salariés)	5 512
Nombre d'actions attribuées gratuitement et en vigueur au 31/12/2010		402 604 en deux tranches égales

Le tableau ci-dessous détaille la situation au regard des attributions d'actions gratuites décidées par les Conseils d'Administration des 28 août 2009, 25 janvier 2010 et 28 juillet 2010 de respectivement les mandataires sociaux et les dix premiers salariés :

Attributaire	Numéro et date du plan	Nombre d'actions (*)	Evaluation des actions attribuées	Date d'acquisition	Date de cessibilité	Conditions de performance
Mandataires sociaux
M. HACHEMI	28/07/2010	145 136	551 517	1/01/2013	2/01/2015 pour 75 % des actions Date de cessation des fonctions pour 25 % des actions	Voir paragraphe a) ci-dessus
Salariés		262 980	1 346 570
Dont salarié 1	28/08/2009	72 568	371 579	1/01/2013	2/01/2015 pour 75 % des actions Date de cessation des fonctions pour 25 % des actions	Voir paragraphe a) ci-dessus
Dont salarié 2	28/08/2009	29 028	148 623	1/01/2013	2/01/2015	Voir paragraphe a) ci-dessus
Dont salarié 3 à 9	28/08/2009	8 708 chacun	44 585	1/01/2013	2/01/2015	Voir paragraphe a) ci-dessus
Dont salarié 10	28/08/2009	5 806	29 727	1/01/2013	2/01/2015	Voir paragraphe a) ci-dessus

(*) En deux tranches égales A et B

(**) Valeur théorique des actions attribuées gratuitement et non encore définitivement acquises, calculée sur la base du cours de bourse de l'action SECHILIENNE-SIDEC au jour de l'attribution.

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010, aucune action gratuite attribuée en 2009 et 2010 n'a été acquise par les mandataires sociaux et les dix premiers salariés, et plus généralement par aucun attributaire.

17.3 POLITIQUE EN MATIERE DE PARTICIPATION, D'INTÉRESSEMENT ET D'EPARGNE SALARIALE

Dans ce domaine le Groupe Séchilienne-Sidec est à la fin de l'année 2010 en situation d'offrir à 100 % de ses collaborateurs au moins un dispositif de partage des fruits de l'expansion et pour 90 % d'entre eux les trois dispositifs de participation, d'intéressement et d'épargne salariale.

17.3.1 Séchilienne-Sidec

17.3.1.1 Plan d'épargne d'entreprise

Un plan d'épargne d'entreprise a été instauré par la Société le 1er décembre 1999, puis modifié le 26 juin 2002 et le 17 septembre 2004. Ce plan d'épargne a été approuvé par les deux tiers des salariés au moins.

Ce plan d'épargne offre aux salariés de la Société la possibilité de créer un portefeuille de titres avec l'aide de leur employeur.

Les montants investis dans ce plan d'épargne sont indisponibles pendant cinq ans, sauf dans les cas de déblocage anticipé prévu par la législation française.

Le plan d'épargne mis en place par la Société offre la possibilité d'investir dans des fonds diversifiés et dans un fonds investi en actions de la Société. Tous les salariés de la Société ayant plus de trois mois d'ancienneté dans la Société peuvent contribuer à ce plan à hauteur de 25 % de leur rémunération annuelle.

17.3.1.2 Accord d'intéressement

Un accord d'intéressement instauré par la Société le 21 juin 2006 pour trois années à compter du 1er janvier 2006 a été renouvelé le 19 juin 2009 pour trois nouvelles années. Ce renouvellement a été approuvé par les deux tiers des salariés au moins.

Cet accord d'intéressement donne droit à tous les salariés ayant plus de trois mois d'ancienneté à un montant lié à la performance ou aux résultats financiers de la Société, montant qui est réparti entre les employés proportionnellement à leur salaire.

17.3.1.3 Plan de participation

Un plan de participation a été créé par la Société le 5 juin 2003 et modifié le 7 juin 2004, le 21 septembre 2004 et le 25 septembre 2005. Ce plan a été approuvé par les deux tiers des salariés au moins.

Ce plan de participation donne droit à tous les salariés ayant plus de trois mois d'ancienneté à une portion de la réserve spéciale de participation (RSP) calculée par référence au bénéfice de l'entreprise selon des modalités fixées par l'article L. 3324-1 du Code du Travail. La répartition de la RSP entre les salariés est calculée proportionnellement au salaire perçu.

17.3.2 UES Thermique Réunionnais

Un accord de branche IEG instituant un Plan d'épargne inter-entreprises signé en mai 2008 est appliqué pour les sociétés EMS et STP.

Un accord de branche IEG instituant un Plan d'épargne collectif inter-entreprises signé en décembre 2008 est appliqué pour les sociétés EMS et STP.

Des accords d'intéressement couvrant la période 2009/2011 ont été signés dans les sociétés EMS et STP en 2009.

Un accord de participation dérogatoire portant sur le périmètre de l'UES Thermique Réunionnais (CTBR/EMS/CTG/STP) a été signé en juin 2010.

17.3.3 Filiales photovoltaïques SCE PLEXUS et POWER ALLIANCE

Un accord d'intéressement au sens de l'article 3344-1 du Code du Travail a été ratifié à la majorité des deux tiers des salariés de ces sociétés en juin 2010.

17.3.4 UES Thermique CTM-CTP

Un accord de branche IEG instituant un Plan d'épargne inter-entreprises signé en mai 2008 est appliqué pour la société CTP.

Un accord de branche IEG instituant un Plan d'épargne collectif inter-entreprises signé en décembre 2008 est appliqué pour la société CTP.

Un accord d'intéressement couvrant la période 2009/2011 a été signé dans la société CTP en 2008.

Un accord de participation dérogatoire portant sur le périmètre de l'UES CTM/CTP a été signé en juin 2010.

17.3.5 Quantum Energie Antilles

Un accord d'intéressement a été ratifié à la majorité des deux tiers des salariés de cette société en juin 2010.

17.3.6 Compagnie de Cogénération du Galion

Un accord d'intéressement a été ratifié à la majorité des deux tiers des salariés de cette société en juin 2010.

17.4 POLITIQUE EN MATIERE DE RÉGIME DE RETRAITE SUPPLÉMENTAIRE

A la fois par application volontaire en ce qui concerne Séchilienne-Sidec mais aussi en raison de la politique de la branche des Industries Electriques et Gazières dont font partie les centrales thermiques, des régimes de retraite supplémentaire sont en vigueur depuis plusieurs années au bénéfice des salariés du Groupe.

17.4.1 Séchilienne-Sidec

Depuis 2005 les salariés de Séchilienne-Sidec bénéficient d'un contrat de retraite collective à cotisations définies.

Le régime de retraite supplémentaire à prestations définies instauré en 2005 a été fermé fin 2010 et ne concerne depuis cette date qu'un seul salarié.

17.4.2 Centrales thermiques implantées dans les DOM et soumises au statut des Industries Electriques et Gazières

Les salariés des sociétés EMS et STP à la Réunion, CTP et CEP à la Guadeloupe et CCG à la Martinique sont concernés par un dispositif de retraite supplémentaire par deux accords de branche, l'un d'application directe en date de décembre 2004 spécifique aux agents résidant dans les DOM et instituant un régime de retraite supplémentaire à cotisations définies et pour certains salariés un régime de retraite supplémentaire à prestations définies, l'autre national en date de février 2008 instituant un régime de retraite supplémentaire à cotisations définies pour les agents statutaires à compter du 1er janvier 2009 décliné dans chacune des sociétés concernées du Groupe.

CHAPITRE 18 : NATURE DES ACTIONS ET PRINCIPAUX ACTIONNAIRES

18.1 CAPITAL SOCIAL ET DROITS DE VOTE

18.1.1 Répartition du capital social et des droits de vote

Il a été procédé à une étude des titres au porteur identifiables (TPI) au 31 décembre 2010. Il ressort de cette étude, et de la liste des actionnaires au nominatif à la même date, qu'au 31 décembre 2010, le plus important actionnaire de la Société était :

Situation au 31 décembre 2010
Actionnaire	Actions et droits de vote	% du capital et des droits de vote
Financière Hélios (contrôlée par les fonds gérés par Apax Partners SA et Altamir Amboise) et associés	12 123 811	42,62 %

Comme précisé au paragraphe 18.1.2 ci-dessous, il résulte d'une déclaration de participation faite le 21 juin 2010 auprès de l'AMF que la participation dans SECHILIENNE-SIDEC antérieurement détenue par la seule FINANCIERE HELIOS, a été pour partie cédée hors marché aux associés de FINANCIERE HELIOS, à savoir APAX PARTNERS SA et ALTAMIR AMBOISE, selon la répartition suivante du total d'actions SECHILIENNE détenues de 12 123 811 : FINANCIERE HELIOS 10 581 960 actions, APAX PARTNERS SA 1 110 133 actions et ALTAMIR AMBOISE 431 718 actions.

Cette situation n'avait pas changé au 31 décembre 2010.

	Compte tenu des informations dont dispose la Société, la répartition du capital social et des droits de vote aux 31 décembre 2009 et 2010 était la suivante :
	31 décembre 2008			31 décembre 2009			31 décembre 2010
Actionnaires	Nombre d'actions	Nombre de droits de vote	% du capital	% des droits de vote	Nombre d'actions	Nombre de droits de vote	% du capital	% des droits de vote	Nombre d'actions	Nombre de droits de vote	% du capital	% des droits de vote
Financière Helios et associés	11 987 300	11 987 300	43,10%	43,10%	12 123 812	12 123 812	42,63%	42,63%	12 123 811	12 123 811	42,62%	42,62%
Pictet Asset Management Ltd	1 755 592	1 755 592	6,30%	6,30%	1 264 000	1 264 000	4,44%	4,44%	1 274 917	1 274 917	4,48%	4,48%
Membres du Conseil d'Administration(*)	2 660	2 660	0,01%	0,01%	3 835	3 835	0,01%	0,01%	12 525	12 525	0,04%	0,04%
FCPE	109 750	109 750	0,39%	0,39%	102 750	102 750	0,36%	0,36%	137 530	137 530	0,48%	0,48%
Autocontrôle	27 100	27 100	0,10%	0,10%	27 888	27 888	0,09%	0,09%			0,00%	0,00%
Public	13 931 958	13 931 958	50,10%	50,10%	14 919 360	14 919 360	52,46%	52,46%	14 897 862	14 897 862	52,37%	52,37%
TOTAL		27 814 360 27 814 360	100%	100%		28 441 645 28 441 645	100%	100%		28 446 645 28 446 645	100%	100%

(*) Hors Financière Helios.

Le Groupe est contrôlé comme décrit ci-dessus; toutefois, le Groupe estime qu'il n'y a pas de risque que le contrôle soit exercé de manière abusive.

(i) Financière Hélios

FINANCIERE HELIOS est décrite au paragraphe 14.1.1 du présent document de référence.

Le capital de la société FINANCIERE HELIOS est détenu à hauteur de 98,07 % par les fonds Apax (le FCPR Apax France VI et la société Altamir Amboise détenant respectivement 70,61 % et 27,46 % du capital et des droits de vote). Le solde, soit 1,93 % du capital et des droits de vote, est détenu par certains dirigeants et cadres (actuels ou anciens) du Groupe Séchilienne-Sidec, à travers la société H Participations qu'ils contrôlent. Il n'existe aucun autre intérêt ou mécanisme de rémunération ou d'intéressement des dirigeants de la société Séchilienne-Sidec mis en place par Financière Helios.

FINANCIERE HELIOS est l'actionnaire de référence de la Société. Elle est représentée par Monsieur Hervé DESCAZEAUX au Conseil d'Administration de SECHILIENNE-SIDEC, auquel participent également deux responsables du Groupe APAX, MM. Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE.

FINANCIERE HELIOS a nanti les actions de la Société qu'elle détient.

Nom de l'actionnaire inscrit au nominatif pur	Bénéficiaire(s)	Date de départ du nantissement	Date d'échéance du nantissement	Condition de levée du nantissement	Nombre d'actions nanties de l'émetteur	% de capital nanti de l'émetteur
Financière Helios	Natixis et Société Générale (Nantissement de premier rang)	16/07/2008	Le contrat de nantissement restera en vigueur jusqu'à la première des deux dates suivantes : (i) la date à laquelle toutes les sommes dues au titre des Obligations Garanties auront été intégralement et définitivement remboursées et payées, et (ii) la date à laquelle il sera donné mainlevée complète du nantissement	Complet paiement et/ou de remboursement de toutes sommes en principal, intérêts, intérêts de retard, indemnités, frais, commissions et accessoires dus par Financière Helios aux Bénéficiaires au titre du Contrat de Crédit en date du 16 juillet 2008, ainsi que de tous frais, coûts, dépenses et charges encourus par les Bénéficiaires pour la protection, la préservation et/ou la mise en œuvre de leurs droits à l'égard de Financière Helios (les « Obligations Garanties »)	10.581.960	37,20%
Financière Helios	Natixis et Société Générale (Nantissement de second rang)	05/05/2010	Le contrat de nantissement restera en vigueur jusqu'à la première des deux dates suivantes : (i) la date à laquelle toutes les sommes dues au titre des Obligations Additionnelles Garanties auront été intégralement et définitivement remboursées et payées, et (ii) la date à laquelle il sera donné mainlevée complète du nantissement	Complet paiement et/ou de remboursement de toutes sommes en principal, intérêts, intérêts de retard, indemnités, frais, commissions et accessoires dus par Financière Helios aux Bénéficiaires au titre des obligations additionnelles mises à sa charge aux termes du Protocole d'Accord, à savoir principalement l'augmentation de la Marge applicable au crédit, ainsi que de tous frais, coûts, dépenses et charges encourus par les Bénéficiaires pour la protection, la préservation et/ou la mise en œuvre de leurs droits à l'égard de Financière Helios (les « Obligations Additionnelles Garanties »)	10.581.960	37,20%

Conformément aux termes et à la suite du protocole d'accord conclu entre FINANCIERE HELIOS et ses banques prêteuses le 5 mai 2010 (et ayant fait l'objet d'un communiqué de la Société le 6 mai 2010), FINANCIERE HELIOS a informé la société que la Cour d'Appel de Paris a par un arrêt en date du 17 juin 2010, rétracté le jugement d'ouverture de la procédure de sauvegarde de FINANCIERE HELIOS du 11 mars 2009.

(ii) Autocontrôle

En 2010, a pris fin la situation d'autocontrôle décrite à la date du 31 décembre 2009 dans le précédent document de référence. La Société CICM a cédé antérieurement à la réunion de l'Assemblée Générale de Séchilienne-Sidec du 18 mai 2010 la totalité des actions Séchilienne-Sidec qu'elle détenait (soit 27 888 titres au 31 décembre 2009).

Séchilienne a par ailleurs ramené le 5 mai 2010 sa participation dans CICM de 51 % à 33,98 % en en cédant 987 titres sur les 2 958 qu'elle détenait.

(iii) Salariés

Dans le cadre du plan d'épargne d'entreprise, le personnel détenait au 31 décembre 2010, via le FCPE Groupe Séchilienne-Sidec, 137 530 actions de la Société, soit 0,48 % du capital.

18.1.2 Historique des principales évolutions de l'actionnariat de Séchilienne-Sidec

Le 12 juillet 2005, la société FINANCIERE HELIOS a acquis hors marché auprès de L'Air Liquide un bloc de 541 110 actions¹⁰ de la société Séchilienne-Sidec représentant à cette date 39,45 % du capital et 39,49 % des droits de vote de la société.

A la suite de cette acquisition et en application des dispositions du Règlement Général de l'Autorité des Marchés Financiers, la société FINANCIERE HELIOS a déposé une offre publique d'achat visant la totalité des actions de Séchilienne-Sidec, laquelle a été suivie d'une offre publique d'achat en surenchère.

¹⁰ Avant division du nominal par 20.

A l'issue de cette dernière offre, conformément à l'avis de résultat de l'Autorité des Marchés Financiers relatif à l'offre publique d'achat en surenchère visant les actions de la société Séchilienne-Sidec en date du 30 septembre 2005, la société FINANCIERE HELIOS détenait 599 406 actions¹¹ de la société Séchilienne-Sidec, représentant alors 43,70 % du capital et 43,74 % des droits de vote de la société. Ce nombre d'actions a été mécaniquement multiplié par vingt par la division par vingt du nominal du titre intervenue en juillet 2006.

Le pourcentage du capital social de la Société détenu par FINANCIERE HELIOS a ensuite légèrement évolué à la suite des évènements suivants :

Exercice entre le 2 septembre et le 31 décembre 2006 de 136 000 options de souscription d'actions de la Société et entre le 11 décembre et le 31 décembre 2007 de 246 000 options de souscription d'actions de la Société, par les attributaires désignés par les Conseils d'Administration respectivement du 2 décembre 2002 et du 11 décembre 2003 ;
Cessions entre le 1er et 30 avril 2009 de 206.161 actions de la Société ;
Attribution, le 22 juillet 2009, de 342.672 actions de la Société dans le cadre de l'exercice par FINANCIERE HELIOS de l'option pour le paiement d'une partie du dividende en actions ;
Exercice au premier trimestre 2010 de 5 000 options de souscription d'actions de la Société par un des attributaires désignés par le Conseil d'Administration du 13 décembre 2005 ;
Reclassement le 18 juin 2010, par voie de cession à ses associés de contrôle, de 1 541 851 actions de la Société, dont 1 110 133 au FCPR APAX FRANCE VI et 431 718 à ALTAMIR AMBOISE SCA.

Compte tenu de ces éléments, le pourcentage du capital de la Société détenu par FINANCIERE HELIOS s'élevait à 37,20 % au 31 décembre 2010, et celui détenu par FINANCIERE HELIOS et ses associés à 42,62 %.

FINANCIERE HELIOS a informé la Société du fait que les titres de la Société détenus par FINANCIERE HELIOS sont nantis au profit d'établissements financiers ayant consenti un prêt bancaire à FINANCIERE HELIOS.

Au 31 décembre 2010, le capital social de la Société était de 1 095 195,83 euros divisé en 28 446 645 actions de 0,0385 euros chacune (entièrement souscrites, intégralement libérées et toutes de même catégorie).

Les opérations suivantes ont entraîné une variation du capital social de Séchilienne-Sidec depuis le 31 décembre 2004 :

la division par vingt du nominal du titre décidée par l'Assemblée Générale du 17 mai 2006 et mise en œuvre le 3 juillet 2006,
l'exercice entre le 2 septembre et le 31 décembre 2006 de 136 000 options de souscription d'actions attribuées par le Conseil d'Administration du 2 septembre 2002 sur autorisation de l'Assemblée Générale du 18 décembre 2001 (montant ajusté pour tenir compte de la division du nominal du titre),
l'exercice entre le 11 décembre et le 31 décembre 2007 de 246 000 options de souscription d'actions attribuées par le Conseil d'Administration du 11 décembre 2003 sur autorisation de l'Assemblée Générale du 18 décembre 2001 (montant ajusté pour tenir compte de la division du nominal du titre).
la création de 627 285 actions nouvelles au titre du paiement en juillet 2009 d'une partie du dividende relatif à l'exercice 2008 en actions.
L'exercice entre le 1er janvier et le 31 décembre 2010 de 5 000 options de souscription d'actions attribuées par la Conseil d'Administration du 13 décembre 2005 sur autorisation de l'Assemblée Générale du 27 mai 2005.

¹¹ Avant division du nominal par 20.

Le tableau ci-dessous en rend compte :

	Nombre d'actions	Valeur nominale	Capital	Nombre d'actions	Valeur nominale	Capital
	avant opérations	avant opérations	avant opérations	après opérations	après opérations	après opérations
		(en €)	(en €)		(en €)	(en €)
3 juillet 2006	1 371 618	0,77	1 056 145,86	27 432 360	0,0385	1 056 145,86
Division par vingt du				(soit +26 060 742)
nominal du titre
Du 2 septembre au
31 décembre 2006,	27 432 360	0,0385	1 056 145,86	27 568 360	0,0385	1 061 381,86
exercice d'options				(soit +136 000)
de souscription d'actions
Du 12 déctembre au
31 décembre 2007,	27 568 360	0,0385	1 061 381,86	27 814 360	0,0385	1 070 852,86
exercice d'options				(soit +246 000)
de souscription d'actions
22 juillet 2009 au titre du
paiement partiel du dividende	27 814 360	0,0385	1 070 852,86	28 441 645	0,0385	1 095 003,33
en actions, livraison				(soit +627 285)
admission des actions sur
NYSE Euronext Paris
Du 1er janvier au
31 décembre 2010,	28 441 645	0,0385	1 095 003,33	28 446 645	0,0385	1 095 195,83
exercice d'options				(soit + 5 000)
de souscription d'actions

18.1.3 Franchissements de seuils

Les franchissements de seuils suivants ont été déclarés auprès de la Société au cours de l'exercice :

Déclaration en date du 28 janvier 2010 faite par CM-CIC Asset Management pour le compte du fonds commun de placement dont il assure la gestion financière faisant état d'un franchissement de seuil de 1 % le 26 janvier 2010,
Déclaration en date du 29 janvier 2010 faite par AMUNDI Asset Management en son nom propre ainsi que pour les sociétés de gestion de son groupe SOCIETE GENERALE GESTION et ETOILE GESTION SNC indiquant faire désormais pour ces trois entités, une déclaration commune de franchissement de seuil et ainsi franchir le seuil statutaire des 1 %,
Déclaration en date du 26 avril 2010 faite par AMUNDI, SOCIETE GENERALE GESTION et ETOILE GESTION SNC indiquant avoir franchi à la baisse le seuil statutaire de 1 %, en actions et en droits de vote.
Déclaration en date du 27 avril 2010 faite par la Caisse des Dépôts et Consignations, indiquant avoir franchi à la hausse à cette date le seuil statutaire du capital et des droits de vote, et détenir 573 060 titres et droits de vote, soit 2 % du capital et des droits de vote émis.
Déclaration de participation faite auprès de l'AMF le 21 juin 2010 par la société APAX PARTNERS SA (agissant pour le compte du fonds commun de placement à risques APAX France VI dont elle assure la gestion) et la société en commandite par actions ALTAMIR AMBOISE SCA, aux termes de laquelle :
- o une partie de la participation de Financière Helios au capital de SECHILIENNE-SIDEC a fait l'objet d'un reclassement hors marché, le 18 juin 2010, au profit des associés de Financière Helios, à raison de 1 110 133 actions SECHILIENNE-SIDEC cédées à APAX France VI et 431 718 actions SECHILIENNE-SIDEC cédées à Altamir Amboise, étant précisé que préalablement à ce reclassement, Financière Helios détenait directement 12 123 811 actions SECHILIENNE-SIDEC représentant autant de droits de vote, soit 42,62 % du capital et des droits de vote de la Société,

o en conséquence de cette opération, elles détiennent, directement et indirectement par l'intermédiaire de la société Financière Helios qu'elles contrôlent 12 123 811 actions et droits de vote SECHILIENNE-SIDEC, soit 42,62 % du capital et des droits de votre de la Société (sur la base d'un capital composé de 28 446 645 actions représentant autant de droits de vote), selon la répartition suivante :

	Actions et droits de vote	% capital et droits de vote
Apax Partners SA*	1 110 133	3,9 %
Altamir Amboise	431 718	1,52 %
Financière Helios	10 581 960	37,2 %
Total 12 123 811 42,62 %
* Pour le compte du FCPR Apax France VI

Déclaration en date du 13 octobre 2010 faite par la société PICTET Asset Management Ltd agissant pour le compte du fonds et de clients dans le cadre d'un mandat de gestion, indiquant avoir franchi en baisse les seuils de 5 % du capital et des droits de vote de SECHILIENNE-SIDEC, et détenir pour le compte desdits fonds et clients 1 421 988 actions de la Société représentant autant de droits de vote, soit 4,99 % du capital et des droits de vote.
Déclaration en date du 26 novembre 2010 faite par NORGES BANK, Banque Centrale de Norvège, indiquant avoir dépassé 2 % du capital et des droits de vote de SECHILIENNE-SIDEC, et détenir, au 25 novembre 2010, 624 484 actions et droits de vote, soit 2,20 % du total des actions et droits de vote (28 446 645) de la Société.

Après la fin de l'exercice :

CM-CIC Asset Management agissant pour le compte des fonds communs de placement dont il assure la gestion a déclaré avoir franchi à la hausse le 6 janvier 2011 le seuil statutaire de 2 % du capital et des droits de vote et détenir 577 217 actions et droits de vote, répartis entre quatre OPCVM.
La Société FINANCIERE DE L'ECHIQUIER agissant pour le compte de fonds dont elle assure la gestion a déclaré avoir franchi en hausse le 12 janvier 2011 les seuils de 5 % du capital et des droits de vote, et détenir pour le compte desdits fonds 1 437 500 actions SECHILIENNE-SIDEC représentant autant de droits de vote, soit 5,05 % du capital et des droits de vote.
CM-CIC Asset Management agissant pour le compte des fonds communs de placement dont il assure la gestion financière a déclaré avoir franchi à la baisse le 21 janvier 2011 le seuil statutaire de 2 % du capital et des droits de vote, et détenir à cette date 422 217 actions et droits de vote répartis entre trois OPCVM.
NORGES BANK, Banque Centrale de Norvège, a déclaré le 4 février 2011 avoir franchi en baisse le 20 janvier 2011 le seuil de 2 % du capital et des droits de vote de SECHILIENNE-SIDEC et détenir à cette date 567 306 actions représentant 1,99 % du nombre total d'actions (28 446 645) de la Société.
CM-CIC Asset Management agissant pour le compte des fonds communs de placement dont il assure la gestion financière a déclaré avoir franchi à la hausse le 10 février 2011 le seuil statutaire de 2 % du capital et des droits de vote, et détenir à cette date 603 217 actions et droits de vote répartis entre sept OPCVM.

18.2 DROITS DE VOTE

Les actions sont toutes de même catégorie. Chaque action donne droit à un droit de vote.

18.3 CONTRÔLE DE LA SOCIÉTÉ

La participation de FINANCIERE HELIOS au capital de la Société est décrite à la section 18.1 cidessus du présent document de référence. La participation de FINANCIERE HELIOS au Conseil d'administration de la Société est décrite au paragraphe 18.1.1 et au chapitre 14 du présent document de référence.

La Société n'a pas adopté de mesure spécifique destinée à éviter un exercice du contrôle de manière abusive.

Le Rapport sur le contrôle interne, inséré en Annexe 1, décrit les conditions de préparation et d'organisation des travaux du Conseil d'administration. La Société y a déclaré se référer au code de gouvernement d'entreprise des sociétés cotées AFEP/MEDEF.

18.4 ACCORDS SUSCEPTIBLES D'ENTRAÎNER UN CHANGEMENT DE CONTRÔLE

Néant.

18.5 PACTES D'ACTIONNAIRES

Néant.

CHAPITRE 19 : OPERATIONS AVEC DES APPARENTES

19.1 PARTIES LIÉES

La description des transactions avec des parties liées figure à la note 33 des états financiers consolidés au 31 décembre 2010 insérée au paragraphe 20.1.6 du présent document de référence.

19.2 RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS ET ENGAGEMENTS RÉGLEMENTES

19.2.1 Rapport spécial des Commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés (exercice clos le 31 décembre 2010)

PRICEWATERHOUSE COOPERS AUDIT MAZARS

Aux actionnaires,

En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions réglementées.

Il nous appartient de vous communiquer, sur la base des informations qui nous ont été données, les caractéristiques et les modalités essentielles des conventions et engagements dont nous avons été avisés ou que nous aurions découverts à l'occasion de notre mission, sans avoir à nous prononcer sur leur utilité et leur bien-fondé ni à rechercher l'existence d'autres conventions et engagements. Il vous appartient, selon les termes de l'article R. 225- 31 du code de commerce, d'apprécier l'intérêt qui s'attachait à la conclusion de ces conventions et engagements en vue de leur approbation.

Par ailleurs, il nous appartient, le cas échéant, de vous communiquer les informations prévues à l'article R. 225-31 du code de commerce relatives à l'exécution, au cours de l'exercice écoulé, des conventions et engagements déjà approuvés par l'assemblée générale.

Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sont issues.

CONVENTIONS ET ENGAGEMENTS SOUMIS A L'APPROBATION DE L'ASSEMBLEE GENERALE

En application de l'article L. 225-40 du Code de commerce, nous vous informons qu'il ne nous a été donné avis d'aucune convention ni d'aucun engagement soumis à l'approbation de l'assemblée générale.

CONVENTIONS ET ENGAGEMENTS DEJA APPROUVEES PAR L'ASSEMBLEE GENERALE

En application de l'article R.225-30 du Code de commerce, nous avons été informés que l'exécution des conventions et engagements suivants, déjà approuvés par l'assemblée générale au cours d'exercices antérieurs, s'est poursuivie au cours de l'exercice écoulé.

1. Avec Monsieur Dominique FOND

Indemnités de départ

Lors de la rupture du contrat de travail de Monsieur Dominique FOND intervenue début septembre 2008, un accord a été conclu visant à régler les divergences de vues sur les conditions et modalités de mise en œuvre des dispositions de cette convention et rémunération des engagements notamment de non-concurrence et d'exercice de missions de conseil.

A ce titre, en 2010 votre société a versé 86 840 euros à Monsieur Dominique FOND.

Régime de retraite complémentaire

Monsieur Dominique FOND entre dans le cadre d'un régime de retraite à prestations définies bénéficiant aux salariés cadres entrés dans la société avant 1983, présents dans l'entreprise et âgés d'au moins 60 ans lors du départ en retraite.

Les prestations de retraite correspondantes seront égales à respectivement :

60 % de la moyenne des trois dernières années de rémunérations (y compris bonus) pour la part de salaire inférieure à trois fois le plafond annuel de la Sécurité sociale.
55 % de la moyenne des trois dernières années de rémunérations (y compris bonus) pour la part de salaire comprise entre trois et six fois le plafond annuel de la Sécurité sociale.
50 % de la moyenne des trois dernières années de rémunérations (y compris bonus) pour la part de salaire comprise entre six à douze fois le plafond annuel de la Sécurité sociale, sous déduction des pensions provenant de l'ensemble des régimes obligatoires et des autres régimes de retraites supplémentaires.

A ce titre, en 2010, votre société a comptabilisé une charge de 797 076 euros

2. Avec M. Nordine HACHEMI

Indemnité de départ

Au titre de ses fonctions de mandataire social, une indemnisation forfaitaire de départ serait versée à M. Nordine HACHEMI dans l'hypothèse où le Conseil d'Administration déciderait sa révocation ou le non-renouvellement de ses fonctions de Directeur Général ou de Président Directeur Général sauf en cas de départ pour faute. Le montant de cette indemnité et les conditions de performance auxquelles son versement est subordonné sont les suivantes (dispositions approuvées par le Conseil d'Administration du 16 septembre 2008, publiées sur le site de la société et communiquées à l'AMF le 22 septembre 2008).

(a) Montant maximum de l'indemnité de départ

Somme de la rémunération fixe perçue au titre des 12 derniers mois précédant la rupture du mandat social et de la rémunération variable perçue (ou due) au titre du dernier exercice clos précédant la rupture du mandat social.

(b) Conditions de performance – Calcul de l'indemnité de départ effectivement due

Conformément aux dispositions de l'article L. 225-42-1 du Code de commerce, Monsieur Nordine HACHEMI ne pourra bénéficier d'une telle indemnité de départ que si l'EBITDA réel des 12 derniers mois (calculé sur la base des quatre derniers EBITDA trimestriels disponibles à la date du départ) est au minimum égal à 90 % de l'EBITDA figurant dans le budget approuvé par le Conseil d'Administration de la société au titre de l'exercice correspondant (étant précisé à cet égard qu'en cas de rupture au cours d'un exercice, l'EBITDA de référence sera égal à la moyenne pondérée prorata temporis des EBITDA de l'exercice au cours duquel est intervenu la rupture et de l'exercice précédent, tels que figurant dans les budgets approuvés par le Conseil d'Administration de la société au titre de chacun de ces exercices, respectivement).

(c) Exception : Départ pour Faute

Aucune indemnité de départ ne sera due à Monsieur Nordine HACHEMI dans l'hypothèse où sa révocation ou le non-renouvellement de ses fonctions de Directeur Général (ou de Président-Directeur Général) de la société serait consécutif à :

(A) une faute assimilable en droit du travail (A) à une « faute grave » (c'est-à-dire dont la gravité particulière ressort de son caractère délibéré et de la gravité – appréciée en tenant compte de la taille et de la nature des activités du groupe – des conséquences qui y sont attachées, ou (B) à une faute assimilable en droit du travail à une faute lourde (en ce compris notamment (i) la violation intentionnelle ou répétée des limitations de pouvoirs statutaires ou des décisions de l'assemblée générale des actionnaires, ou (ii) tout acte constitutif d'une infraction pénale commis personnellement par Monsieur Nordine HACHEMI et (x) dont une société du groupe serait la victime ou (y) qui jetterait le discrédit sur le groupe), ou
(B) la violation par Monsieur Nordine HACHEMI des obligations d'exclusivité et/ou de non-concurrence résultant de l'exercice de son mandat social.

(d) Engagement de non-concurrence

Dans toutes les hypothèses où Monsieur Nordine HACHEMI percevra une indemnité de départ à l'occasion de sa révocation ou du non-renouvellement de ses fonctions de Président-Directeur Général, Monsieur Nordine HACHEMI sera tenu au respect d'un engagement de non-concurrence à l'égard de la société dans les mêmes termes que ce qui est prévu au paragraphe ci-dessous.

La durée de l'engagement de non-concurrence est fixée à 12 mois à compter de la date de départ effective.

Interdictions pour Monsieur Nordine HACHEMI :

(A) de travailler, sous quelque forme que ce soit (contrat de travail, prestation de service, mandat social ou autre) pour toute société ou entreprise exerçant des activités (significatives en termes de chiffre d'affaires) concurrentes des activités du groupe Séchilienne-Sidec telles qu'exercées jusqu'à la date de son départ,
(B) de créer ou détenir une participation directe ou indirecte (à l'exception de participations n'excédant pas cinq pour cent (5%) du capital et des droits de vote d'une société cotée) dans toute société, entreprise ou groupement exerçant des activités concurrentes des activités du groupe Séchilienne-Sidec telles qu'exercées jusqu'à la date de son départ,
(C) d'inciter tout client, fournisseur ou partenaire de la société ou des autres sociétés du groupe à cesser ou diminuer ses relations commerciales avec le groupe Séchilienne-Sidec ou tout prospect à ne pas engager de relations commerciales avec le groupe Séchilienne-Sidec,
(D) de débaucher tout mandataire, dirigeant ou salarié de la société ou de toute autre société du groupe ou d'inciter un tel mandataire, dirigeant ou salarié à résilier son contrat de travail ou à cesser ses fonctions au sein du groupe Séchilienne-Sidec.

Les obligations de non-concurrence stipulées aux paragraphes (A) et (B) ci-dessus seront applicables sur toute la zone de présence du groupe Séchilienne-Sidec telle qu'elle pourra évoluer jusqu'à la date de cessation des fonctions de Directeur Général (ou de Président-Directeur Général) de Monsieur Nordine HACHEMI, étant précisé que cette zone est, à la date des présentes (i) en France métropolitaine : les régions Rhône-Alpes, Nord-Pas de Calais, Lorraine, Champagne-Ardenne, Provence-Côte d'Azur, Languedoc Roussillon, Midi-Pyrénées et Corse et (ii) hors France métropolitaine : l'île de La Réunion, l'île Maurice, la Guadeloupe, la Martinique, la Guyane, l'Espagne, l'Italie, les Pays-Bas et l'Allemagne.

Aucune indemnité n'a été versée par votre société à ce titre en 2010.

Engagement de non-concurrence

Sans préjudice du paragraphe ci-dessus, le Conseil d'Administration du 16 septembre 2008 a également approuvé les dispositions suivantes : En cas de révocation de Monsieur Nordine HACHEMI ou du non-renouvellement de ses fonctions de Président-Directeur Général, Monsieur Nordine HACHEMI sera tenu au respect d'un engagement de nonconcurrence à l'égard de la société dont les termes sont décrits ci-après, sous réserve que soit payée à Monsieur Nordine Hachemi une indemnité d'un montant égal à la rémunération fixe qu'il aurait perçue pendant la durée de l'engagement de non-concurrence ainsi imposé s'il avait continué d'exercer des fonctions de Président Directeur Général de la société pendant cette période.

La durée de cet engagement de non-concurrence est fixée à 12 mois à compter de la date de départ effective.

Interdictions pour Monsieur Nordine HACHEMI :

(A) de travailler, sous quelque forme que ce soit (contrat de travail, prestation de service, mandat social ou autre) pour toute société ou entreprise exerçant des activités (significatives en termes de chiffre d'affaires) concurrentes des activités du groupe Séchilienne-Sidec telles qu'exercées jusqu'à la date de son départ,
(B) de créer ou détenir une participation directe ou indirecte (à l'exception de participations n'excédant pas cinq pour cent (5%) du capital et des droits de vote d'une société cotée) dans toute société, entreprise ou groupement exerçant des activités concurrentes des activités du groupe Séchilienne-Sidec telles qu'exercées jusqu'à la date de son départ,
(C) d'inciter tout client, fournisseur ou partenaire de la société ou des autres sociétés du groupe à cesser ou diminuer ses relations commerciales avec le groupe Séchilienne-Sidec ou tout prospect à ne pas engager de relations commerciales avec le groupe Séchilienne-Sidec,
(D) de débaucher tout mandataire, dirigeant ou salarié de la société ou de toute autre société du groupe ou d'inciter un tel mandataire, dirigeant ou salarié à résilier son contrat de travail ou à cesser ses fonctions au sein du groupe Séchilienne-Sidec.

La société aura la faculté, dans un délai d'un mois à compter de la décision de révocation ou de non-renouvellement considérée, de renoncer au bénéfice de cet engagement de la part de Monsieur Nordine HACHEMI sans être tenue de lui verser une quelconque indemnité.

Aucune indemnité n'a été versée par votre société à ce titre en 2010.

3. Conventions avec les filiales

3.1 Conventions d'intégration fiscale

Administrateur concerné : Xavier Lencou-Barème

Avec CTBR

Votre société et CTBR ont conclu une convention d'intégration fiscale dans le cadre du régime de groupe prévu aux articles 223 A et suivants du Code général des impôts.

Par cette option, votre société s'est rendue seule redevable de l'impôt sur les sociétés, des contributions additionnelles et de l'imposition forfaitaire annuelle dus par le Groupe comprenant uniquement la CTBR, dont le capital est détenu à plus de 95 %.

Aux termes de cette convention, le principe de la répartition des charges/produits d'impôt globalisés au sein du Groupe est que la charge/produit d'impôt supporté(e) par SECHILIENNE-SIDEC sera identique à celle/celui dont elle aurait dû s'acquitter si elle n'avait pas été membre du Groupe intégré.

Avec CTM

SECHILIENNE-SIDEC et CTM ont conclu le 22 avril 2009 une convention d'intégration fiscale dans le cadre du régime de Groupe prévu aux articles 223 A et suivants du Code Général des Impôts.

Par cette option, SECHILIENNE-SIDEC s'est rendue seule redevable de l'impôt sur les sociétés, des contributions additionnelles et de l'imposition forfaitaire annuelle dus par le Groupe comprenant outre CTBR (depuis 2005) CTM, dont le capital est détenu à plus de 95 %.

Aux termes de la convention, applicable à compter de l'exercice clos le 31 décembre 2009 inclus, le principe de répartition des charges/produits d'impôt globalisés au sein du Groupe est que l'application de ces règles de répartition n'entraîne, pour chaque société intégrée, aucune charge d'impôt supérieure à celle qu'elle aurait supportée en l'absence d'intégration.

3.2. Conventions de compte courant et de trésorerie avec les sociétés CTBR, EMS, CTG, STP, CTM, CTP, CE et CCG

Administrateur concerné : Xavier Lencou-Barème

Conventions conclues pour une durée de un an, de centralisation des opérations de trésorerie entre votre société et les sociétés contractantes. Elles permettent aux sociétés contractantes d'améliorer les conditions dans lesquelles elles doivent assurer leur besoin de trésorerie ou utiliser leur excédent tout en réalisant un équilibre financier à l'intérieur du Groupe.

Les comptes courants résultant de ces opérations sont rémunérés au taux EONIA avec une marge de 10 points de base appliquée en plus sur les situations débitrices et en moins sur les situations créditrices.

Les placements supérieurs à un mois décidés par la filiale sont rémunérés sur la base des taux de marché si les taux de marché des échéances supérieures à un mois sont supérieurs au taux du jour le jour.

	Charges	Produits
CTBR	18 448,00	24 065,00
EMS	9 484,00	0
CTG	88 493,06	0
STP	8 431,00	0
CTM	0	27 772,00
CTP	10 519,00	0
CE	8 571,00	12 397,19
CCG	11 244,00	2 726,00
Total	155 190,06	66 960,19

A ce titre, en 2010, votre société a comptabilisé une charge de 155 190,06 euros et un produit de 66 960,19 euros qui se répartissent comme suit (en euros) :

Les placements supérieurs à un mois, décidés par la filiale, sont rémunérés sur la base des taux de marché si les taux de marché des échéances supérieures à un mois sont supérieurs au taux du jour le jour.

3.3. Conventions de compte courant d'actionnaire avec QUANTUM ENERGIE ANTILLES (QEA), QUANTUM ENERGIE HABITAT (QEH), QUANT ENERGIA ITALIA, SUN DEVELOPERS 15, SUN DEVELOPERS 16, SOCIETE DE CONVERSION D'ENERGIE (SCE) et PLEXUS SOL

Ces conventions ont été autorisées par le Conseil d'Administration du 15 mai 2008. Les limites maximales des avances autorisées sont :

15 M euros pour QEA
10 M euros pour QEH
20 M euros pour Quant Energia Italia
7,5 M euros pour Sun Developers 15
5,6 M euros pour Sun Developers 16
20 M euros pour SCE
1 M euros pour Plexus Sol

3.4. Conventions d'assistance et conventions de prestations de services avec CTBR, CTG, CTM

Administrateur concerné : Xavier Lencou-Barème

Ces Conventions organisent l'accomplissement par notre Société selon le cas de la mission d'assistance à maître d'ouvrage, ou de l'assistance dans les domaines administratif, financier et technique, ou de la gestion dans ces mêmes domaines au-delà de la phase de construction.

SECHILIENNE-SIDEC a comptabilisé à ces titres en 2010 un produit qui se répartit comme suit (en euros)

- CTBR …………………………………………………….…	1 620 657,00
- CTG ……………………………………………………….	1 707 043,00
- CTM ………………………………………………………	1 022 308,00

3.5. Conventions avec les sociétés mauriciennes CTDS (devenue Omnicane Thermal Energy Operations Saint-Aubin) et CTSAV (devenue Omnicane Thermal Energy Operations La Baraque)

Ce sont des contrats de suivi de prestations initialement de construction et d'exploitation, puis d'exploitation, au titre desquels votre société a comptabilisé en 2010 les produits ciaprès :

Convention avec CTDS : 257 531 euros
Convention avec CTSAV : 466 472 euros

3.5. Conventions de garantie avec CTG et CTM

Conventions de garantie aux termes desquelles Séchilienne-Sidec se substitue aux sociétés CTG et CTM pour le financement et les conséquences qui découleraient de l'utilisation des gages espèces en faveur de GIE dans le cadre de contrats de Crédit-bail entre ces sociétés et ces GIE.

Les dépôts gages versés portent intérêts capitalisables et sont remboursables à la date de levée des options d'achat, sauf en cas d'exercice de la garantie par les GIE.

En contrepartie de cet engagement, votre société reçoit de CTG une rémunération annuelle jusqu'à l'année où l'option d'achat pourrait être levée.

Le tableau ci-dessous indique l'effet de l'application de ces conventions en 2010 (en euros) :

Société	G.I.E.	Dépôt gage versé au 31/12/10	Intérêts capitalisés sur dépôts gagés en 2010	Rémunération reçue
CTG	Ségabail	0 (1)	0 (1)	56 101
CTM	Fleur de Canne	6 818 918,23	46 102,13	-

(1) Levée d'option réalisée le 01/07/2010, le dépôt gage a été remboursé à CTG.

Convention de prêt-relais relative à Caraïbes Energie

Convention de prêt-relais avec BNP PARIBAS et certaines autres banques et institutions financières, qui ont parallèlement obtenu de SECHILIENNE-SIDEC l'engagement de payer à première demande, de manière irrévocable et inconditionnelle, tous montants qui lui seraient réclamés dans la limite d'un montant de 86 M euros (cet engagement de SECHILIENNE-SIDEC a été autorisé par son conseil le 26 juin 2008, pour courir jusqu'au 30 mars 2011 ou jusqu'à ce qu'y soit substituée une garantie d'achèvement et de remboursement dans le cadre de la mise en place du financement définitif de CARAIBES ENERGIE).

Fait à Neuilly et à Courbevoie, le 28 avril 2011

Les commissaires aux comptes

P r i c e w a t e r h o u s e C o o p e r s A u d i t

Jean-Christophe GEORGHIOU

M a z a r s

Manuela BAUDOIN-REVERT

19.2.2 Rapport spécial des Commissaires aux Comptes sur les conventions et engagements réglementés (exercices clos le 31 décembre 2009 et le 31 décembre 2008)

Les rapports spéciaux des commissaires aux comptes de la Société sur les conventions et engagements réglementés pour les exercices clos le 31 décembre 2009 et le 31 décembre 2008 figurent dans le document de référence enregistré par l'Autorité des marchés financiers le 30 avril 2010 sous le numéro R 10-031 et dans le document de référence enregistré par l'Autorité des Marchés Financiers le 15 juin 2009 sous le numéro R 09-0057.

19.3 CONVENTIONS ET ENGAGEMENTS RÉGLEMENTES CONCLUS DEPUIS LA CLÔTURE DE L'EXERCICE CLOS LE 31 DÉCEMBRE 2010

Néant.

CHAPITRE 20 : INFORMATIONS FINANCIÈRES CONCERNANT LE PATRIMOINE, LA SITUATION FINANCIÈRE ET LES RÉSULTATS DE LA SOCIÉTÉ

En application de l'article 28 du règlement (CE) n°809/2004 de la Commission, les informations suivantes sont incluses par référence dans le présent document de référence :

les comptes consolidés et le rapport d'audit correspondant pour l'exercice clos le 31 décembre 2009 qui figurent aux pages 141 et 191 du document de référence pour l'exercice clos le 31 décembre 2009 enregistré par l'Autorité des Marchés Financiers le 30 avril 2010 sous le numéro R.10-031,
les comptes sociaux et le rapport d'audit correspondant pour l'exercice clos le 31 décembre 2009 qui figurent aux pages 192 à 206 du document de référence pour l'exercice clos le 31 décembre 2009 enregistré par l'Autorité des Marchés Financiers le 30 avril 2010 sous le numéro R.10-031,
les comptes consolidés et le rapport d'audit correspondant pour l'exercice clos le 31 décembre 2008 qui figurent aux pages 124 à 174 du document de référence pour l'exercice clos le 31 décembre 2008 enregistré par l'Autorité des marchés financiers le 15 juin 2009 sous le numéro R.09-0057,
les comptes sociaux et le rapport d'audit correspondant pour l'exercice clos le 31 décembre 2008 qui figurent aux pages 175 à 192 du document de référence pour l'exercice clos le 31 décembre 2008 enregistré par l'Autorité des marchés financiers le 15 juin 2009 sous le numéro R.09-0057.

Les parties non incluses de ce document sont soit sans objet pour l'investisseur, soit couvertes par un autre endroit du document de référence.

20.1 COMPTES CONSOLIDES AU 31 DECEMBRE 2010

20.1.1 Compte de résultat consolidé au 31 décembre 2010

En milliers d'euros	Note	2010	2009
Produit des activités ordinaires	22	304 841	244 557

Achats (variation des stocks incluse)		(117 932)	(80 807)
Frais de logistique		(4 014)	(3 788)
Charges de personnel	25	(23 474)	(20 492)
Autres charges d'exploitation	24	(74 122)	(62 801)
Autres produits d'exploitation	24	12 074	11 514
Amortissements des immobilisations incorporelles/contrats		(4 540)	(4 539)
Amortissements des immobilisations corporelles		(22 981)	(20 471)
Dotations et reprises de provisions		(2 167)	(1 879)
Autres produits opérationnels	26	15 782	19 131
Autres charges opérationnelles	26	(4 976)	(2 789)
Résultat opérationnel		78 491	77 636
Coût de l'endettement financier	27	(18 339)	(19 152)
Autres produits financiers	28	1 074	1 418
Autres charges financières	28	(424)	(4)
Quote-part du résultat net des entreprises associées	6	2 849	2 457

Résultat avant impôt		63 651	62 355
Charge d'impôt	29	(15 023)	(13 588)
Résultat net de l'exercice		48 628	48 767
Revenant :
Aux actionnaires de Séchilienne		40 490	40 830
Aux intérêts ne conférant pas le contrôle		8 138	7 937

Résultat par action	13	1,42	1,45
Résultat dilué par action	13	1,42	1,45

Les notes font partie intégrante des états financiers consolidés

20.1.2 Etat du résultat global

En milliers d'euros	2010	2009

Résultat après impôt	48 628	48 767

Différences de conversion	(563)	(822)
Couvertures de flux de trésorerie	(4 795)	(2 589)
Impôts différés liés aux courvertures de flux de trésorerie	1 422	708

Sous-total des autres éléments du résultat global	(3 936)	(2 703)

Résultat global total	44 692	46 064
Revenant :
Aux actionnaires de Séchilienne	36 877	38 465
Aux intérêts ne conférant pas le contrôle	7 815	7 599

20.1.3 Bilan consolidé au 31 décembre 2010

Actif

En milliers d'euros	Note	31/12/2010	31/12/2009

Actifs non courants
Ecarts d'acquisition		950	950
Immobilisations incorporelles	4	106 060	109 758
Immobilisations corporelles	5	783 936	683 249
Participation dans les entreprises associées	6	25 257	24 661
Actifs financiers non courants	7	23 735	27 767
Impôts différés actifs	17	5 238	2 633

Total des actifs non courants		945 176	849 018

Actifs courants
Stocks et en cours	11	32 462	38 774
Clients	10	42 299	20 551
Autres actifs courants	12	37 350	20 254
Actifs financiers courants	8	0	20 922
Equivalents de trésorerie	9	81 067	91 444
Trésorerie		25 550	11 408

Total des actifs courants		218 728	203 353

Total de l'actif		1 163 904	1 052 371

En milliers d'euros	Note		31/12/2010 31/12/2009

Capitaux propres part du groupe
Capital	13	1 095	1 095
Primes		14 922	14 817
Réserves		228 702	209 930
Réserves de conversion		(6 488)	(5 925)
Résultat de l'exercice		40 490	40 830
Total des capitaux propres du groupe		278 721	260 747
Intérêts ne conférant pas le contrôle		65 475	60 818
Total des capitaux propres		344 196	321 565

Passifs non courants
Avantages au personnel	15	8 588	6 847
Provisions pour risques	16	1 884	1 490
Impôts différés passifs	17	48 150	45 212
Dettes financières non courantes	14	562 286	481 745
Instruments financiers dérivés non courants	18	12 060	12 309

Total des passifs non courants		632 968	547 603

Passifs courants
Fournisseurs	19	74 995	58 813
Impôts et taxes	20	20 102	16 422
Dettes financières courantes	14	75 583	81 033
Autres passifs courants	21	16 060	26 935
Total des passifs courants		186 740	183 203

Total du passif		1 163 904	1 052 371

Passif

Les notes font partie intégrante des états financiers consolidés.

20.1.4 Tableau de variation des capitaux propres

En milliers d'euros	Capital	Primes	Réserves et résultats	Couverture de flux de trésorerie	Ecart de conversion	Capitaux propres - part du groupe	Intérêts ne conférant pas le contrôle	Total des capitaux propres
Capitaux propres au 31 décembre 2008	1 071	1 794	247 492	(2 664)	(5 114)	242 579	55 618	298 195
Distributions de dividendes			(33 651)			(33 651)	(2 401)	(36 052)
Augmentation de capital (a)	24	13 023				13 047		13 047
Stocks-options			323			323		323
Actions propres			(16)			(16)		(16)
Total des transactions avec les actionnaires	24	13 023	(33 344)			(20 297)	(2 401)	(22 698)
Variation de la différence de conversion					(811)	(811)	(11)	(822)
Variation de juste valeur sur dérivés de couverture Autres				(1 554)		(1 554)	(327)	(1 881)
Sous-total éléments comptabilisés en capitaux propres				(1 554)	(811)	(2 365)	(338)	(2 703)
Résultat de la période			40 830			40 830	7 937	48 768
Total profits et pertes de la période			40 830	(1 554)	(811)	38 465	7 599	46 066
Capitaux propres au 31 décembre 2009	1 095	14 817	254 978	(4 218)	(5 925)	260 747	60 816	321 563
Distributions de dividendes			(19 950)			(19 950)	(2 325)	(22 275)
Augmentation de capital (b)		105				105		105
Stocks-options / actions de performance			646			646		646
Autres			(3)			(3)		(3)
Effet des variations de périmètre							(1 133)	(1 133)
Actions propres			299			299	302	601
Total des transactions avec les actionnaires		105	(19 008)			(18 903)	(3 156)	(22 059)
Variation de la différence de conversion					(563)	(563)		(563)
Variation de juste valeur sur dérivés de couverture				(3 050)		(3 050)	(323)	(3 373)
Sous-total éléments comptabilisés en capitaux propres				(3 050)	(563)	(3 613)	(323)	(3 936)
Résultat de la période			40 490			40 490	8 138	48 628
Total profits et pertes de la période			40 490	(3 050)	(563)	36 877	7 815	44 692
Capitaux propres au 31 décembre 2010	1 095	14 922	276 460	(7 268)	(6 488)	278 721	65 475	344 196

(a) – Suite au paiement en actions d'une partie du dividende relatif à l'exercice 2008, 627 285 actions nouvelles ont été créées et admises aux négociations sur Euronext Paris au mois de juillet 2009. (Cf. Note 13.2)

(b) – Séchilienne-Sidec a procédé à une augmentation de capital suite à la levée de 5 000 options intervenue le 29 mars 2010 (cf. note 13.2).

20.1.5 Tableau des flux de trésorerie consolidés

	2010	2009
En milliers d'euros
Activités opérationnelles :
Résultat net part du groupe	40 490	40 830
Intérêts minoritaires	8 138	7 937
Ajustements
. Dotations aux amortissements et aux provisions	30 104	22 638
. Variation des impôts différés	1 641	6 570
. Résultat des entreprises associées net des dividendes reçus	286	(518)
. Plus ou moins values de cession	(526)	953
. Autres éléments sans impact sur la trésorerie	761	(1 233)
. Produits financiers capitalisés	(165)	(443)
. Coût de l'endettement financier	18 339	19 052
. Charge d'impôt courant de l'exercice	13 382	7 018
Capacité d'autofinancement	112 450	102 804
Variation du besoin en fonds de roulement	(16 147)	22 865
Impôt décaissé	(8 847)	(1 741)
Autres éléments Flux net de trésorerie généré par les activités opérationnelles	87 456	123 928

Opérations d'investissement :
Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	(130 297)	(75 817)
Acquisition d'actifs financiers	(287)	(2 213)
Prix de cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	1 642	1 752
Prix de cessions et diminutions d'actifs financiers	20 571	1 056
Acquisition/cession de filiales sous déduction de la trésorerie acquise/cédée	(245)
Variation de comptes courants de participations et autres		(372)
Flux net de trésorerie généré par les activités d'investissement	(108 616)	(75 594)
Opérations de financement :
Augmentation de capital	105
Augmentation de capital souscrite par des minoritaires
Distributions de dividendes de Séchilienne-Sidec	(19 950)	(20 604)
Distributions de dividendes aux intérêts minoritaires	(2 324)	(2 400)
Emissions ou souscriptions d'emprunts et dettes financières	178 995	108 251
Coût de l'endettement financier	(18 339)	(19 052)
Remboursements d'emprunts et dettes financières	(103 966)	(83 321)
Autres éléments	(6 605)	1 756
Flux net de trésorerie généré par les activités de financement	27 916	(15 370)
Effet du change sur la trésorerie		(64)
Variation nette de la trésorerie	6 756	32 900
Trésorerie nette à l'ouverture	99 711	66 811
Trésorerie nette à la clôture	106 467	99 711
Variation de trésorerie	6 756	32 900

Trésorerie	25 550	11 408
Equivalents de trésorerie	81 067	91 444
Sous-total trésorerie	106 617	102 852
Concours bancaires courants	(150)	(3 141)
Trésorerie nette	106 467	99 711

20.1.6 Notes aux Etats Financiers

Le Groupe SECHILIENNE-SIDEC est un spécialiste, depuis 25 ans, de la production d'énergie en centrales de moyenne puissance charbon / biomasse et de toutes énergies renouvelables. Sa technicité et la qualité de ses équipes d'ingénieurs lui permettent de maîtriser toutes les étapes du cycle de vie des centrales : la conception, le financement, la construction et l'exploitation, partout dans le monde et notamment dans des environnements complexes.

Séchilienne Sidec SA est immatriculée au RCS de Nanterre sous le numéro 775 667 538. Son siège social est situé au 22 place des Vosges – Immeuble Le Monge – La Défense 5 – 92400 Courbevoie.

1. Faits marquants de l'exercice

1.1 Activité Thermique

(i) Contexte économique et réglementaire

Le coût des matières premières énergétiques, après avoir connu une forte baisse en 2009, a en 2010 au contraire enregistré une hausse importante, passant à l'achat de 78€/t en moyenne en 2009 à 92€/t en 2010. Cette hausse du prix du charbon s'est poursuivie début 2011. Ce mouvement a impacté dans un sens favorable les ventes du Groupe du fait de l'indexation contractuelle du prix de vente de l'électricité au coût du combustible.

Concernant le C02, les quotas fixés dans le cadre du deuxième plan national d'allocation des quotas PNAQ II n'ont pas été modifiés. Pour mémoire, l'article 8 de la Loi de Finances rectificative pour 2008, prévoyait la possibilité d'une réduction annuelle de l'enveloppe des quotas de CO2 affectés aux unités de production d'électricité - réduction maximale de 10 % en 2009, 20 % en 2010, 35 % en 2011 et 60 % en 2012. Cette réduction n'avait pas été mise en application en 2009 et ne l'a pas été non plus en 2010. En revanche, comme pour l'ensemble des acteurs nouveaux entrants, la délivrance effective des quotas pour les centrales CTG-B et CCG n'est pas intervenue en 2010. Le montant de la franchise s'élève dans les comptes 2010 à 1,2 M€.

Des avenants aux contrats avec EDF, complétés par des accords avec les sucreries, ont permis le fonctionnement opérationnel du dispositif de « prime bagasse » institué en 2009 par les Pouvoirs Publics au profit des planteurs de cannes contribuant indirectement à la production d'électricité à partir de bagasse. Selon ce dispositif, cette prime est collectée par les producteurs de cette électricité (donc les centrales bagasse-charbon du Groupe), et est ensuite reversée à ses bénéficiaires (les planteurs) via les sucreries auxquelles ils livrent leurs cannes. La collecte de cette prime n'impacte pas le chiffre d'affaires du Groupe. Elle n'a pas d'impact significatif sur les résultats du Groupe.

(ii) Conditions d'exploitation des centrales

(iii) Autres évènements importants

Levée de l'option d'achat sur la centrale CTG-A dans le cadre du crédit-bail mis en place en 1991 : cette opération (rachat du solde pour 48,2 M€) s'est soldée début juillet 2010 par le transfert de propriété de la centrale et par un décaissement de 48,2 M€ (hors frais) financé par la mise en place d'un emprunt bancaire long terme pour 30 M€ et par la récupération du dépôt de garantie initial pour 20,1 M€.

Accords sociaux :

1.2 Activité Photovoltaïque

(i) Contexte économique et réglementaire

Les arrêtés des 12 et 15 janvier 2010, complétés par un autre arrêté du 16 mars 2010, ont à la fois complexifié la grille tarifaire (antérieurement fixée par un arrêté du 10 juillet 2006), et procédé à une diminution tarifaire (sauf pour les installations situées dans les départements les moins ensoleillés) ainsi qu'à un réaménagement à la baisse des formules d'indexation.

Ces arrêtés se sont appliqués aux installations non encore en service au 15 janvier 2010. Cependant des dispositions ont permis de conserver le bénéfice des conditions d'achat de l'arrêté du 10 juillet 2006 pour les installations non encore en service le 15 janvier 2010 et qui avaient déposé une demande de contrat d'achat avant le 1er novembre 2009, ou pour lesquelles la proposition technique et tarifaire de raccordement au réseau avait déjà été signée (et le premier acompte versé) avant le 11 janvier 2010. La plupart des installations plain-champ du Groupe entraient dans ces cas de figure les préservant de l'abaissement des tarifs et des dispositifs d'indexation associés.

Un nouvel arrêté en date du 31 août 2010 a introduit une nouvelle baisse, justifiée, selon le ministre en charge de l'Ecologie et de l'Energie, par la très forte diminution des coûts des installations (qu'il a évaluée à 40 %/an) et par l'ampleur du développement du parc photovoltaïque français en 2009-2010, très en avance sur le calendrier prévu par le « Grenelle de l'Environnement ».

Enfin, des arrêtés du 4 mars 2011 ont, pour les installations sur bâtiments d'une puissance unitaires dépassant 100 Kw et pour les installations au sol, qui constituent le domaine d'activité du Groupe, substitue au régime des tarifs d'achat un régime d'appel d'offres dont les cahiers des charges restent à établir. Ceci sauf à relever d'un tarif d'achat minimal n'ayant pas vocation à rentabiliser les projets.

A la date d'établissement des comptes, seuls 1.8MW du parc installé et en construction du Groupe sont concernés par les tarifs des 12 et 15 janvier 2010, aucun par les arrêtés postérieurs, et l'ensemble du reste du parc est au tarif préférentiel 2006.

Concernant les futurs projets, il n'est pas possible à ce stade de préjuger de ce que seront les appels d'offres à venir.

Dans ce contexte, le Groupe a décidé de réexaminer la totalité des projets photovoltaïques de son portefeuille en phase de développement. Ce réexamen a conduit le Groupe à déprécier des coûts antérieurement activés pour un montant total de 3.6M€.

En outre et tel que décrit en note 5, des tests de valeur de certaines installations situées en Espagne et pouvant présenter des indices de perte de valeur ont été opérés. Ces tests n'ont pas conduit à déprécier la valeur des actifs en exploitation. Les hypothèses retenues pour ces tests sont décrites en note 5.

(ii) Accroissement du parc en service, et production des installations

Le parc photovoltaïque en service du Groupe s'est accru de 23.9 MW en 2010, passant de 19.0 MW à 42.9 MW. Cet accroissement a comporté en particulier la mise en exploitation de la centrale de Pierrelatte (6,9 MW) dans la Drôme en juin 2010, ainsi que les fermes photovoltaïques de Fabrègues (1,3 MW) dans l'Hérault et Lassalle (4,0 MW) en Martinique en fin d'année. La première tranche (1,8 MW) du projet Kourou (12,0 MW en tout en Guyane) a également été mise en service en fin d'année, ainsi que la centrale italienne de Campanozi de 1,0 MW.

(iii) Faits marquants à caractère social

(iv) Autres faits marquants

Le Groupe a par ailleurs reçu en 2010 des agréments pour 2,3 M euros d'avantages fiscaux rétrocédés supplémentaires dans le photovoltaïque, qui seront définitivement acquis si les installations concernées sont raccordées avant le 31 mars 2011.

1.3.Activité Eolien

(i) Accroissement du parc en exploitation et évolution de la production

Le parc éolien en exploitation du Groupe s'est accru en fin 2010 de 8,0 MW correspondant à la mise en service le 7 décembre 2011 des éoliennes de la Porte de France. Comme l'ensemble des parcs éoliens français, la production éolienne du Groupe a pâti de conditions de vent extrêmement défavorables en 2010.

2. Méthodes comptables

2.1 Evolution du référentiel comptable en 2010

Les états financiers consolidés du Groupe pour l'exercice clos le 31 décembre 2010 ont été établis en conformité avec le référentiel IFRS (International Financial Reporting Standards) tel qu'adopté par l'Union Européenne au 31 décembre 2010 disponible sur le site :

http://ec.europa.eu/internal\_market/accounting/ias/standards\_fr.htm

Les états financiers sont présentés en milliers d'euros et ont été arrêtés par le Conseil d'administration du 9 mars 2011.

Normes, interprétations et amendements aux normes applicables à compter du 1er janvier 2010 :

Amendements IAS 39 « Eléments éligibles à une opération de couverture» ;
IFRS 3 révisée « Regroupements d'entreprises » ;
IAS 27 révisée « Etats financiers consolidés et individuels » ;
IFRIC 12 « Accords de concession de services » ;
IFRIC 15 « Accords de construction de bien immobilier » ;
IFRIC 16 « Couvertures d'un investissement net dans une activité à l'étranger » ;
IFRIC 17 « Distribution en nature aux actionnaires » ;
IFRIC 18 «Transferts d'actifs de la part de clients » ;
Amendements à IFRS 5 « Activités abandonnées » issus des améliorations 2008 ;
Amendements à IFRS 2 « Transactions intra-groupe réglées en trésorerie » ;
Procédure annuelle d'amélioration des IFRS 2009.

A l'exception d'IFRIC 16 dont l'application avait été anticipée par le Groupe au 31 décembre 2009, ces normes et interprétations n'ont pas eu d'effet significatif sur les comptes consolidés du Groupe.

Normes et Interprétations d'application optionnelle au 31 décembre 2010 :

IAS 24 révisée « Information relative aux parties liées » ;
IFRIC 19 « Extinction de passifs financiers avec des instruments de capitaux propres » ;
Amendement à IFRIC 14 « Remboursement anticipé des exigences de financement minimum » ;
Amendement à IAS 32 « Instruments financiers : présentation » ;
Amélioration 2010 des IFRS.

Le Groupe n'a appliqué par anticipation aucune de ces normes, amendements ou interprétations.

A ce jour, seule IFRS 9 « Classification et évaluation des actifs financiers » a été publiée par l'IASB et non adoptée par l'Union Européenne. L'incidence sur les états financiers des textes publiés par l'IASB au 31 décembre 2010 et non encore en vigueur dans l'Union Européenne est en cours d'analyse.

2.2 Première adoption des IFRS

Les premiers comptes établis par le Groupe en conformité avec les normes IFRS l'ont été au 31 décembre 2005 avec une date de transition au 1er janvier 2004. IFRS 1 prévoyait des exceptions à l'application rétrospective des IFRS à la date de transition. Les exceptions retenues par le Groupe sont les suivantes :

Les écarts de conversion cumulés sur les filiales étrangères à l'ouverture de l'exercice 2004 ont été maintenus dans une composante distincte des capitaux propres, le groupe n'ayant pas choisi de les incorporer aux réserves consolidées ;
Compte tenu du rachat de titres de coactionnaires minoritaires intervenus en 2004, le Groupe a retraité rétroactivement selon les modalités prévues par IFRS 3 les prises de participations intervenues avant la date de transition ;
Le groupe n'a pas retenu la possibilité d'évaluer à leur juste valeur comme coût présumé les immobilisations incorporelles ou corporelles ;
Les régimes de retraites à prestations définies ayant été mis en place en 2004, il n'existait pas d'écarts actuariels non reconnus à la date de transition ;
L'application d'IFRS 2 qui traite des paiements fondés sur des actions a été appliquée au 1er janvier 2004 et a été limitée aux plans de stock options postérieurs au 7 novembre 2002 ;
Le groupe a choisi d'appliquer de manière prospective IAS 32 "Instruments financiers : informations à fournir et présentation" et IAS 39 "instruments financiers: comptabilisation et évaluation" à compter du 1er janvier 2005.

2.3 Méthodes de consolidation

Les filiales contrôlées de manière exclusive sont intégrées globalement. Le contrôle résulte du pouvoir pour le Groupe de diriger les politiques financières et opérationnelles de manière à obtenir des avantages de leurs activités. Le contrôle est présumé exister lorsque le Groupe détient directement ou indirectement la majorité des droits de vote dans la société.

La méthode de la mise en équivalence est appliquée aux entreprises associées dans lesquelles le Groupe a une influence notable (généralement plus de 20%) mais n'a pas le contrôle. La mise en équivalence consiste à retenir l'actif net et le résultat net d'une société au prorata de la participation détenue par la société mère dans le capital, ainsi que, le cas échéant, l'écart d'acquisition y afférant.

La méthode de l'intégration proportionnelle est appliquée pour les entités dans lesquelles le Groupe exerce un contrôle conjoint. Le contrôle conjoint est le partage, en vertu d'un accord contractuel, du contrôle d'une activité économique. Cette méthode d'intégration consiste à retenir les actifs, passifs, les produits et les charges des entités à la quote-part de la participation détenue par le Groupe dans le capital ces dernières. Cette méthode est appliquée aux entités dont le pourcentage de détention est de 50%.

Les comptes des sociétés consolidées sont arrêtés au 31 décembre de chaque exercice présenté.

Les créances et les dettes réciproques ainsi que les produits et les charges réciproques relatives à des sociétés consolidées par intégration globale sont éliminées dans leur totalité. Les marges internes réalisées entre ces sociétés sont éliminées, en particulier celles réalisées dans le cadre de garanties données par la maison mère à ses filiales. Les résultats internes réalisés entre les entreprises dont les titres sont mis en équivalence ou intégrées proportionnellement et les entreprises dont les comptes sont intégrés globalement sont éliminés à hauteur du pourcentage de participation détenu par le groupe dans le capital de l'entreprise mise en équivalence.

2.4 Regroupement d'entreprises

Conformément aux dispositions d'IFRS 3 révisée, les regroupements d'entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l'acquisition. Selon cette méthode, les actifs acquis, les passifs et les passifs éventuels assumés sont évalués à leur juste valeur. Les écarts d'acquisition correspondent à la différence entre le prix d'acquisition payé lors du regroupement d'entreprises et le montant des actifs et passifs identifiables acquis nets des passifs et passifs éventuels pris en charge. Ils sont déterminés de façon provisoire lors de l'acquisition et sont révisés dans un délai de douze mois à compter de la date d'acquisition. Les écarts d'acquisition ne sont pas amortis et font l'objet de tests de perte de valeur.

En application d'IFRS 3 révisée :

les frais d'acquisition sont comptabilisés en résultat de la période lorsqu'ils sont encourus ;
les compléments de prix d'acquisition conditionnels sont estimés à leur juste valeur et inclus dans le coût d'acquisition des titres.

Le groupe présente les frais d'acquisition sur la ligne « autres charges opérationnelles » du compte de résultat.

Pour chaque regroupement d'entreprises le Groupe peut évaluer les intérêts ne conférant pas le contrôle soit à leur juste valeur ou sur la base de leur quote-part dans l'actif net identifiable de l'acquise évalué à la juste valeur à la date d'acquisition.

2.5 Immobilisations incorporelles

Les immobilisations incorporelles acquises lors d'un regroupement d'entreprises sont comptabilisées séparément lorsqu'elles réunissent les critères de reconnaissance définis par la norme IAS 38.

La juste valeur des contrats acquis lors de regroupements d'entreprises est déterminée par l'actualisation de flux de trésorerie nets estimés générés par l'actif.

Après leur comptabilisation initiale, les contrats sont comptabilisés à leur coût diminué du cumul des amortissements et du cumul des pertes de valeur. Les contrats sont amortis linéairement sur leur durée résiduelle, soit sur des périodes n'excédant pas 35 ans.

2.6 Immobilisations corporelles

Les immobilisations corporelles sont constituées principalement par les installations de production de vapeur et d'énergie. Elles sont comptabilisées à leur coût incluant les dépenses de mise en service, déduction faite de la TVA non payée récupérable, minoré des amortissements et des pertes de valeur le cas échéant. Le coût de revient des immobilisations produites en interne, intègre les coûts de développement directement attribuables aux projets.

Conformément à la norme IAS 23, le Groupe capitalise des frais financiers encourus pendant la période de construction des actifs.

Lorsque les composants d'un actif ont des durées d'utilité différentes, ils sont comptabilisés séparément et amortis sur leur durée d'utilité propre.

Les dépenses ultérieures encourues pour le remplacement ou l'amélioration d'un composant d'une immobilisation corporelle sont inscrites en immobilisations corporelles. En cas de remplacement, l'ancien composant remplacé est comptabilisé en charges.

Les pièces de rechange significatives de sécurité dites stratégiques sont immobilisées et amorties sur la durée d'utilité des centrales.

Concernant le démantèlement des centrales, à la lumière de l'expérience acquise lorsque l'expiration de certains contrats de la Société avec des clients industriels a entraîné l'arrêt des installations les desservant, le Groupe considère que les frais de démontage et de démantèlement des actifs, déduction faite du prix de cession des installations démontées, ne sont pas significatifs à ce jour. Par conséquent aucun coût de cette nature n'est compris dans le prix de revient de ces installations.

Les dépenses d'entretien des centrales visant à les maintenir en bon état d'utilisation sont enregistrées en charges lorsqu'elles surviennent.

Les installations de production sont amorties linéairement sur leur durée d'utilité estimée à compter de la date à laquelle l'actif est prêt à être mis en service, c'est-à-dire dès qu'il se trouve à l'endroit et dans l'état nécessaire pour pouvoir l'exploiter de la manière prévue par la direction. Ces installations sont amorties sur une durée de 40 ans pour les centrales thermiques charbon/bagasse, 35 ans pour les centrales thermiques fonctionnant au fuel et de 20 ans pour les centrales éoliennes ainsi que pour les parcs photovoltaïques.

Les autres immobilisations corporelles sont amorties linéairement sur des durées comprises entre 2 et 10 ans. Le cas échéant, le Groupe procède à la révision des durées d'utilité.

Les subventions d'investissement reçues sont comptabilisées en diminution de la valeur brute des immobilisations corporelles. Elles sont reconnues en résultat sur la durée d'utilité de l'actif qu'elles financent.

2.7 Contrats de location

Les contrats de location d'actifs pour lesquels le Groupe est preneur et supporte substantiellement les risques et bénéficie des avantages économiques relatifs à la propriété sont comptabilisés comme des contrats de location financement, en particulier, les contrats relatifs au financement des centrales.

Pour retraiter les contrats de location financement, le Groupe détermine la valeur actualisée des paiements minimaux au titre de la location. Ce sont les paiements que le preneur est, ou peut être, tenu d'effectuer pendant la durée du contrat de location, à l'exclusion du loyer conditionnel, du coût des services et des taxes à payer ou à rembourser au bailleur.

Le Groupe identifie les accords qui bien que n'ayant pas la forme juridique d'un contrat de location, s'analysent, conformément à IFRIC 4 comme des contrats de location. Si les accords sont considérés comme des contrats de location, ils sont alors analysés en regard d'IAS 17 pour être qualifiés de contrat de location simple ou de contrat de location financement. Les produits des activités de location financement sont considérés comme des produits des activités ordinaires.

2.8 Dépréciation des actifs

Conformément à la norme IAS 36, la société examine régulièrement s'il existe des indices de perte de valeur des actifs incorporels et corporels. S'il existe de tels indices, la société effectue un test de perte de valeur afin d'évaluer si la valeur comptable de l'actif n'est pas supérieure à sa valeur recouvrable, définie comme la valeur la plus élevée entre la juste valeur diminuée des coûts de vente et la valeur d'utilité.

L'évaluation de la valeur d'utilité d'un actif s'effectue généralement par actualisation des flux futurs de trésorerie générés par l'actif. Les actifs qui ne génèrent pas de flux de trésorerie largement indépendants sont regroupés dans des Unités Génératrices de Trésorerie (UGT). Chaque centrale thermique, parc éolien et parc photovoltaïque constitue une UGT du Groupe.

2.9 Stocks

Les stocks sont principalement constitués par les combustibles, les fournitures et les pièces de rechange non stratégiques (*) nécessaires au fonctionnement des centrales ainsi que les quotas de C02 acquis en excédent des consommations et destinés à être cédés. Ils sont évalués au prix de revient ou à leur valeur nette de réalisation (prix de marché), si cette dernière est inférieure au coût d'achat.

(*) Etant précisé que les pièces stratégiques sont comptabilisées en immobilisations.

2.10 Actifs financiers

Les actifs financiers sont constitués par des créances d'exploitation, des dépôts et gages espèces liés aux contrats de crédit bail, des dépôts à terme, des prêts, des titres non consolidés, des placements et équivalents de trésorerie et des instruments dérivés ayant une valeur positive. Les méthodes suivantes sont appliquées aux actifs financiers :

les placements et équivalents de trésorerie sont évalués en juste valeur, les ajustements de valeur étant enregistrés en résultat.
les créances d'exploitation, les dépôts de garantie et les dépôts à terme sont comptabilisés à leur valeur nominale. Cette méthode n'aboutit pas à des différences significatives avec la méthode du coût amorti au taux d'intérêt effectif. En cas de difficulté de recouvrement des créances, des dépréciations sont constatées sur la base des prévisions d'encaissements.

Les méthodes retenues concernant les instruments dérivés ayant une valeur de marché positive sont détaillées dans la note 2.12.

2.11 Passifs financiers

Les passifs financiers comprennent les dettes financières, les dettes d'exploitation et les instruments dérivés ayant une valeur de marché négative. Le cas spécifique des instruments dérivés ayant une valeur de marché négative est traité ci-après.

En vertu de la norme IAS 39 appliquée depuis le 1er janvier 2005, les dettes d'exploitation et les dettes financières sont évaluées selon la méthode du coût amorti au taux d'intérêt effectif. Cette méthode ne conduit pas à des différences significatives par rapport à leur valeur nominale.

2.12 Instruments dérivés

Les instruments dérivés utilisés par le groupe ont pour but la couverture des risques de taux sur les lignes d'emprunt et de crédit bail contractées à taux variables. Conformément aux normes IAS 32 et 39 définissant l'évaluation et la comptabilisation des instruments financiers, les instruments dérivés ayant une valeur de marché positive sont comptabilisés à l'actif et ceux ayant une valeur de marché négative sont comptabilisés au passif. Lorsqu'ils ne sont pas considérés comptablement comme des instruments de couverture de flux futurs de trésorerie (Cash Flow Hedge), les variations de juste valeur de ces instruments sont enregistrées en résultat, dans le cas contraire elles sont portées en capitaux propres.

En vertu de la norme IAS 39, les dérivés incorporés sont comptabilisés distinctement de leur contrat d'accueil, à la date de démarrage du contrat et font l'objet d'une valorisation à la juste valeur, de la même manière que des dérivés autonomes conclus avec une banque. Ces dérivés figurent au bilan à leur juste valeur, à l'actif ou au passif selon qu'elle est positive ou négative. Les variations de juste valeur de ces instruments sont enregistrées en résultat à l'exception des dérivés qui sont qualifiés de couverture d'investissement net à l'étranger et pour lesquels la variation de juste valeur est portée en capitaux propres, en réserves de conversion. Lors de la cession de l'entité étrangère, ayant fait l'objet de la couverture de l'investissement net, la perte ou le profit de change comptabilisé en réserves de conversion est comptabilisé en résultat.

2.13 Avantages au personnel

Les avantages au personnel comprennent des régimes à cotisations définies et des régimes à prestations définies.

Les régimes à cotisations définies désignent les régimes d'avantages postérieurs à l'emploi en vertu desquels le groupe verse des cotisations définies à différents organismes sociaux. Les cotisations sont versées en contrepartie des services rendus par les salariés au titre de l'exercice.

Elles sont comptabilisées en charges lorsqu'elles sont encourues.

Les régimes à prestations définies désignent les régimes qui garantissent aux salariés des ressources complémentaires. Cette garantie de ressources complémentaires constitue pour le groupe une prestation future pour laquelle un engagement est calculé. Le calcul de la provision s'effectue en estimant le montant des avantages que les employés auront accumulés en contrepartie des services rendus pendant l'exercice et les exercices précédents.

La modification ou l'introduction d'un nouveau régime d'avantages postérieurs à l'emploi ou d'autres avantages à long terme peuvent entraîner un accroissement de la valeur actuelle de l'obligation au titre des prestations définies pour les services rendus au cours des exercices antérieurs et appelé «coût des services passés». Ce coût des services passés est comptabilisé en charges, selon un mode linéaire sur la durée moyenne restant à courir jusqu'à ce que les droits correspondants soient acquis au personnel. Les droits acquis lors de l'adoption ou de la modification du régime sont comptabilisés immédiatement en charges de l'exercice.

Au sein du groupe Séchilienne-Sidec, les régimes à prestations définies regroupent les avantages postérieurs à l'emploi et les autres avantages à long terme.

(i) Avantages postérieurs à l'emploi

Les avantages postérieurs à l'emploi comprennent :

des indemnités de fin de carrière ;
des régimes à prestations définies au bénéfice de certains salariés de la maison mère en complément du régime précédent ;
les pensions spécifiques dont bénéficient les salariés de certaines filiales dans le cadre du régime des Industries Electriques et Gazières (IEG) et de la garantie de maintien de certains avantages spécifiques après leur départ en retraite.

Conformément à la norme IAS 19 « Avantages du personnel », leur évaluation est effectuée annuellement selon la méthode des unités de crédit projetées et en appliquant un prorata à l'ancienneté.

Le taux d'actualisation utilisé à la date de clôture correspond au taux de rendement des obligations privées françaises de première catégorie dont les échéances sont approximativement égales à celles des obligations du groupe.

Les écarts actuariels issus des évaluations sont comptabilisés directement en résultat.

(ii) Autres avantages à long terme

Les autres avantages à long terme comprennent principalement les compléments de couverture médicale. Une provision est calculée selon des méthodes, des hypothèses et une fréquence identiques à celles retenues pour les évaluations des avantages postérieurs à l'emploi.

Les écarts actuariels issus de l'évaluation des autres avantages à long terme sont comptabilisés directement en résultat l'année de leur survenance.

2.14 Provisions pour risques

Des provisions sont comptabilisées :

lorsque le Groupe a une obligation actuelle résultant d'un événement passé ;
lorsqu'il est probable qu'une sortie de ressources représentative d'avantages économiques sera nécessaire pour éteindre l'obligation ;
lorsque le montant de l'obligation peut être estimé de manière fiable.

2.15 Quotas de CO2

Les centrales thermiques du Groupe implantées dans les DOM figurent parmi les exploitations auxquelles sont affectées des quotas d'émission de dioxyde de carbone (CO2). Il s'agit des centrales thermiques suivantes : CTBR1, CTBR2, CTG A&B, CTM et CCG.

Du fait du retrait de l'interprétation IFRIC 3 relative aux quotas d'émission de gaz à effet de serre et en l'absence de normes et interprétations relatives à la comptabilisation des quotas d'émission de CO2, les dispositions suivantes ont été mises en œuvre. Les quotas attribués à titre gratuit sont comptabilisés pour une valeur nulle. Après prise en compte de l'effet des avenants aux contrats de vente d'électricité, l'écart éventuel entre les quotas disponibles et les obligations de restitution à l'échéance fait l'objet de provisions calculées en fonction de la valeur de marché à la date de clôture et qui figurent en autres passifs courants.

Les quotas acquis et consommés au titre des déficits de la période sont présentés en autres charges d'exploitation. Les montants facturés à EDF en application des avenants sont comptabilisés en autres produits d'exploitation.

2.16 Impôts

(i) Impôts sur les bénéfices

La charge d'impôt sur les bénéfices au compte de résultat comprend l'impôt à payer au titre de la période et l'impôt différé.

Les impôts différés sont constatés sur toutes les différences temporelles entre les valeurs comptables et fiscales des éléments d'actifs et de passifs, ainsi que sur les déficits fiscaux reportables. Les impôts différés actifs ne sont comptabilisés que si leur récupération est probable. La majeure partie de ces impôts différés provient des différences temporelles portant sur certains actifs, notamment incorporels, dans les comptes consolidés.

Les impôts différés sont évalués au taux d'impôt dont l'application est décidée par l'organe compétent à la date d'arrêté des comptes, en fonction de l'échéance prévisionnelle de remboursement des différences temporelles. La règle du report variable est appliquée et l'effet de tout changement de taux d'imposition est comptabilisé dans le compte de résultat à l'exception de changements relatifs à des éléments comptabilisés directement en capitaux propres. Les impôts différés ne sont pas actualisés.

Le Groupe bénéficie dans le cadre de l'article 217 Undecies du Code Général des Impôts de dispositions fiscales en vigueur dans les DOM qui n'entrent ni dans le champ d'application d'IAS 12, ni dans celui d'IAS 20. En conséquence, en application d'IAS 8 le groupe a examiné les normes traitant de sujets similaires pour déterminer un traitement comptable approprié. Par analogie avec IAS 12, le Groupe reconnaît immédiatement en résultat de la période l'économie d'impôt résultant de ces dispositions fiscales.

(ii) Contribution Économique Territoriale (CET)

La loi de finance 2010 a introduit une Contribution Economique Territoriale en remplacement de la Taxe Professionnelle. La CET intègre deux nouvelles contributions la Taxe Foncière des Entreprises (CFE) et la Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises (CVAE). Pour l'exercice clos au 31 décembre 2010, le Groupe a comptabilisé ces deux contributions en résultat opérationnel dans le poste «impôts et taxes»

2.17 Paiements en actions

Attributions d'options de souscription d'actions et d'actions gratuites soumises à des conditions de performance.

Conformément à IFRS 2, la juste valeur des options et attributions gratuites est déterminée selon des méthodes adaptées à leurs caractéristiques :

les options de souscription, sans condition de performance du cours de l'action, sont évaluées selon le modèle de Black and Scholes ;
les actions gratuites attribuées en 2009, soumises à des conditions de performance du cours de l'action, sont évaluées selon le modèle de Monte-Carlo ;
les options de souscription attribuées en 2010, avec condition de performance, sont évaluées en utilisant un modèle binomial.

La juste valeur à la date d'attribution des options de souscription ou d'achats d'actions est comptabilisée en charges sur la période d'acquisition des droits de l'option, en fonction de la probabilité d'exercice de ces options avant leur échéance, avec en contrepartie une augmentation des réserves consolidées.

Pour les attributions d'actions gratuites et les options de souscription d'actions soumises à des conditions de performance, la période d'acquisition des droits correspond au délai le plus probable de réalisation des conditions de performance. Les paramètres retenus dans ce modèle sont décrits en note 13.1.

A chaque clôture, le Groupe évalue la probabilité de perte des droits aux options ou aux actions gratuites avant la fin de la période d'acquisition. Le cas échéant, l'impact de la révision de ces estimations est constaté en résultat avec en contrepartie une variation des réserves consolidées. Les conditions de performance ne sont pas révisées s'il s'agit de conditions de marché.

2.18 Conversions monétaires

Les opérations en devises sont comptabilisées au cours du change à la date de l'opération. A la clôture de l'exercice, les créances et les dettes en devises sont converties au cours en vigueur à cette date ; les écarts de conversion qui en résultent sont comptabilisés en résultat.

Les titres de participations dans les sociétés mauriciennes sont mis en équivalence au bilan sur la base du cours en vigueur à la clôture de la période comptable, la quote-part des résultats revenant au groupe est convertie au cours moyen de l'exercice. Les écarts de conversion qui en résultent sont portés directement en capitaux propres.

2.19 Produits des activités ordinaires

Les produits des activités ordinaires du groupe proviennent:

des ventes d'électricité et de vapeur au titre des contrats de fourniture d'énergie de durées comprises entre 25 et 35 ans conclus essentiellement avec EDF ainsi qu'avec les sucreries pour les centrales fonctionnant au charbon et à la bagasse. Les produits de l'exercice correspondent aux rémunérations prévues par ces contrats au titre de chaque période comptable ;
des prestations de services effectuées par la maison mère pour des sociétés non contrôlées ;
des ventes de panneaux solaires à des tiers hors-groupe.

Des avenants aux contrats avec EDF, complétés par des accords avec les sucreries, ont permis le fonctionnement opérationnel du dispositif de « prime bagasse » institué en 2009 par les Pouvoirs Publics au profit des planteurs de cannes contribuant indirectement à la production d'électricité à partir de bagasse. Selon ce dispositif, cette prime est collectée par les producteurs de cette électricité (donc les centrales bagasse-charbon du Groupe), et est ensuite reversée à ses bénéficiaires (les planteurs) via les sucreries auxquelles ils livrent leurs cannes. Le Groupe a un rôle d'intermédiaire et ne supporte pas les risques et avantages liées à cette prime. Ainsi, conformément à IAS 18, la collecte de cette prime n'impacte pas le chiffre d'affaires du Groupe. Elle est également neutre au niveau résultat.

Les montants collectés auprès d'EDF et reversés aux sucriers sont comptabilisés au bilan via des comptes de tiers.

2.20 Secteurs opérationnels

L'information sectorielle est présentée sur la base de l'organisation interne et du reporting utilisé par la Direction du Groupe.

Les transactions entre secteurs sont réalisées au prix de marché.

2.21 Principes de classement et de présentation

Certaines opérations de montant significatif sont classées en "autres produits opérationnels" et en "autres charges opérationnelles". Elles comprennent notamment :

certains avantages fiscaux liés aux opérations de financement des installations dans les DOM-TOM ;
les plus ou moins-values de cession ou dépréciations importantes et inhabituelles d'actifs non courants, corporels ou incorporels ;
d'autres charges et produits opérationnels d'une matérialité très significative.

La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent les liquidités, les comptes bancaires courants, les valeurs mobilières de placement réalisables à très court terme et facilement convertibles en liquidités et qui ne présentent pas de risque significatif d'évolution de valeur. La trésorerie dont la variation est analysée dans le tableau de flux de trésorerie consolidés est représentée par la trésorerie nette active sous déduction des découverts bancaires. Les crédits spots sont compris dans la variation de l'endettement.

3. Estimations de la direction

La préparation des états financiers amène le groupe à procéder à ses meilleures estimations et à retenir des hypothèses qui affectent la valeur comptable des éléments d'actif et de passif, les informations relatives aux éléments d'actif et de passif éventuels, ainsi que la valeur comptable des produits et charges enregistrés durant la période. Les résultats réels futurs sont susceptibles de diverger par rapport à ces estimations.

Les principaux éléments des états financiers pour lesquels le Groupe a recours à des estimations significatives sont les suivants :

IAS 17 : Contrats de location et IFRIC 4 : Déterminer si un accord contient un contrat de location

Le Groupe est susceptible de conclure un accord, comportant une transaction ou une série de transactions liées, qui ne revêt pas la forme juridique d'un contrat de location mais qui confère le droit d'utiliser un actif (une immobilisation corporelle, par exemple) en contrepartie d'un paiement ou d'une série de paiements. L'interprétation IFRIC 4 indique la démarche à suivre pour déterminer si les accords de ce type constituent ou contiennent des contrats de location à comptabiliser selon la norme IAS 17 (comptabilisation des contrats de location). Pour déterminer si un accord constitue ou contient un contrat de location, il convient de se fonder sur la substance de l'accord et d'apprécier d'une part si l'exécution de l'accord dépend de l'utilisation d'un ou plusieurs actifs spécifiques et, d'autre part, si l'accord confère un droit d'utiliser l'actif. L'analyse de ces critères suppose que la direction procède à des estimations. Compte tenu de leurs caractéristiques, certains contrats de vente du Groupe peuvent entrer dans le champ d'application d'IFRIC 4. Pour qualifier le contrat, la direction doit exercer un jugement afin de déterminer si le contrat entraîne le transfert au client de la quasi-totalité des risques et avantages inhérents à la propriété de l'actif en appréciant si l'exécution de l'accord dépend de l'utilisation d'un actif spécifique et si l'accord confère un droit d'utiliser l'actif.

La direction du Groupe estime qu'il n'y a pas de transfert de la quasi-totalité des risques et avantages attachés aux contrats de vente d'électricité à EDF et qu'en conséquence, les contrats de location s'ils existent, ne sont pas traités comme des contrats de location financement.

Lorsqu'un contrat répond aux critères d'un contrat de location financement sur le plan comptable, la détermination de la juste valeur de l'actif loué et de la valeur actuelle des paiements minimaux au titre de la location implique également la formulation d'un jugement par la direction.

SIC 27 : Évaluation de la substance des transactions prenant la forme juridique d'un contrat de location

Le Groupe peut conclure une transaction ou une série transactions structurées (un accord) prenant la forme juridique d'un contrat de location avec un ou plusieurs investisseurs afin de financer ses immobilisations corporelles. Des transactions en série revêtant la forme juridique d'un contrat de location sont liées et doivent être comptabilisées comme une transaction unique lorsque leur incidence économique globale ne peut se comprendre sans faire référence à la série de transactions considérée comme un tout. L'analyse de la substance des accords suppose que la direction procède à des estimations et formule des jugements. Si l'accord ne remplit pas les conditions pour être comptabilisé comme un contrat de location, les estimations et jugements de la direction portent sur les faits et circonstances propres à chaque accord, de façon à déterminer à quel moment il faut comptabiliser en produits la commission reçue le cas échéant par le Groupe. Celle-ci n'est comptabilisée que lorsqu'il est probable que les avantages économiques associés à la transaction iront à l'entité et que le résultat de la transaction peut être évalué de façon fiable, ce qui suppose que la direction s'appuie sur des estimations et formule des jugements. Cette analyse est effectuée au cas par cas.

IFRS 3 : Regroupements d'entreprises

Tous les regroupements d'entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l'acquisition. Par conséquent, le Groupe comptabilise les actifs, passifs et passifs éventuels identifiables de l'entité acquise à leur juste valeur à la date d'acquisition, et constate également le goodwill. Les valeurs attribuées aux actifs acquis et aux passifs font l'objet d'estimations de la direction qui portent par exemple sur les flux de trésorerie attendus des actifs ou sur les taux d'actualisation.

IAS 16 : Durées d'utilité des immobilisations corporelles et incorporelles

Les immobilisations corporelles et les actifs incorporels autres que le goodwill sont comptabilisés à leur coût et amortis sur leur durée d'utilité économique sur la base d'estimations faites par la direction. Lorsque la direction constate que les durées d'utilité réelles diffèrent de façon substantielle des estimations retenues pour le calcul des amortissements, cette différence donne lieu à des ajustements sur les périodes suivantes. Étant donné l'importance que les immobilisations revêtent pour le Groupe, des écarts entre les durées d'utilité réelles et les durées d'utilité estimées pourraient avoir une incidence significative, positive ou négative, sur son résultat opérationnel.

IAS 36 : Perte de valeur des immobilisations corporelles et des actifs incorporels

Les immobilisations corporelles et incorporelles font l'objet d'un test de dépréciation lorsque les circonstances indiquent que la valeur comptable de l'actif pourrait être partiellement irrécouvrable. Lorsqu'il existe des indices de ce type, la Société procède à des tests de dépréciation afin de vérifier que la valeur comptable de l'actif n'est pas supérieure à sa valeur recouvrable, laquelle est définie comme étant le montant le plus élevé entre (i) la juste valeur diminuée du coût de la vente et (ii) la valeur d'utilité. La valeur d'utilité d'un actif est généralement déterminée en actualisant les flux de trésorerie futurs générés par cet actif. Pour estimer les flux de trésorerie futurs des immobilisations corporelles et incorporelles, la direction formule un jugement en fonction de l'usage qu'elle a l'intention de faire de l'actif, notamment en ce qui concerne les produits futurs, les charges, les taux d'actualisation, etc.

Les tests de valeur sont réalisés sur la base des plans d'affaires approuvés par le Comité de Direction. Les principales hypothèses retenues dans le cadre de ces tests sont décrites en note 5.

IAS 12 : Impôts sur le résultat

Le Groupe bénéficie directement de certains avantages fiscaux correspondant à un pourcentage des investissements directs éligibles réalisés sous forme d'apports de capitaux dans des biens situés dans les départements d'outre-mer. Ces apports de capitaux sont déductibles du résultat imposable suivant la date d'octroi des avantages fiscaux. L'agrément des pouvoirs publics est subordonné à la poursuite de l'exploitation de l'actif et à la conservation des actions reçues en contrepartie des apports de capitaux, dans tous les cas, pendant une période de cinq ans.

Ces avantages fiscaux n'entrent pas directement dans le champ d'application d'IAS 12 (« Impôts sur le résultat ») ni d'IAS 20 (« Comptabilisation des subventions publiques »). La direction a donc exercé son jugement pour déterminer le traitement comptable à appliquer, et elle a estimé qu'une analogie avec IAS 12 était appropriée. L'avantage fiscal est donc comptabilisé comme une réduction de l'impôt sur le bénéfice courant lorsqu'il existe une assurance raisonnable que le Groupe remplira toutes les conditions d'octroi de l'avantage fiscal et lorsque que l'apport de capitaux devient déductible du résultat imposable de l'exercice en cours.

Des actifs d'impôt différé sont comptabilisés pour les montants d'impôts sur le résultat recouvrable au cours d'exercices futurs au titre de différences temporelles déductibles et du report en avant de pertes fiscales et de crédits d'impôt non utilisés. Pour déterminer s'il y a lieu de comptabiliser un actif d'impôt différé au titre du report en avant de pertes fiscales et de crédits d'impôt non utilisés, la direction examine la probabilité pour que ces pertes fiscales et crédits d'impôt non utilisés puissent être imputés sur un bénéfice imposable futur. La direction tient compte des résultats passés et prévisionnels, du résultat imposable futur et de la combinaison résultats/stratégies en cours et réalisables en matière de gestion fiscale.

IAS 39 : Juste valeur des instruments financiers dérivés et des dérivés incorporés

La meilleure indication de la juste valeur d'un contrat est le prix qui serait convenu entre des parties bien informées, consentantes, et agissant dans des conditions de concurrence normale. À la date de l'opération, la juste valeur correspond généralement au prix de la transaction. Par la suite, la juste valeur est déterminée à partir de données observables sur le marché, qui fournissent les indications les plus fiables concernant la variation de juste valeur d'un contrat.

Les évaluations faites en fonction du marché, en particulier celles qui ne reposent pas sur des cotations facilement disponibles, comportent une marge intrinsèque d'incertitude. Cette incertitude croît avec la durée des contrats sous-jacents et lorsque le marché sous-jacent est limité en raison de faibles volumes d'opérations. Les évaluations fondées sur le marché peuvent en outre différer sensiblement des pertes et des profits réels qui seront réalisés à l'échéance du contrat, en raison de l'évolution des conditions du marché ou d'événements particuliers tels que des modifications apportées au contrat sous-jacent. D'une façon plus générale, toute évolution des faits et circonstances relatifs aux conditions du marché et des hypothèses sous-jacentes retenues aux fins de l'évaluation peuvent avoir une incidence sur le résultat financier ainsi que sur les capitaux propres du Groupe.

4. Immobilisations incorporelles

En milliers d'euros	Contrats de fourniture d'électricité et de vapeur	Autres immobilisations incorporelles	Total des immobilisations incorporelles
Valeurs brutes :
Au 31 décembre 2008	135 032	134	135 166
Acquisitions Cessions Variation de périmètre		19	19
Autres mouvements		(142)	(142)
Effet de change Au 31 décembre 2009	135 032	11	135 043
Acquisitions Cessions		1 126	1 126
Variation de périmètre Autres mouvements Effet de change		(30) 138	(30) 138
Au 31 décembre 2010	135 032	1 245	136 277
Amortissements et dépréciations :
Au 31 décembre 2008	(20 730)	(107)	(20 837)
Charge d'amortissement de la période Dépréciation Reprise de dépréciation Cessions	(4 544)	(11)	(4 555)
Variations de périmètre et autres Effet de change		107	107
Au 31 décembre 2009	(25 274)	(11)	(25 285)
Charge d'amortissement de la période Dépréciation	(4 533)	(610)	(5 143)
Reprise de dépréciation Cessions		349	349
Variations de périmètre et autres Effet de change		(138)	(138)
Au 31 décembre 2010	(29 807)	(410)	(30 217)
Valeurs nettes :
Au 1er janvier 2009	114 302	27	114 329
Au 31 décembre 2009	109 758		109 758
Au 31 décembre 2010	105 225	835	106 060

La valeur brute des immobilisations incorporelles correspond :

à la juste valeur de contrats de livraison d'énergie conclus par les centrales thermiques (CTBR, CTM et CTG) avec le groupe EDF lors de la prise de contrôle de ces entités intervenue le 1er octobre 2004, amortis sur la durée résiduelle desdits contrats ;
à la juste valeur de contrats des entités SCE, Plexus reconnus lors de l'allocation du prix d'acquisition de ces entités. Ces contrats sont amortis sur une durée de 20 ans.

5. Immobilisations corporelles

En milliers d'euros	Installations en service	Immobilisations en cours	Total
Valeur brutes :
Au 31 décembre 2008	630 662	120 245	750 907
Acquisitions Cessions Variations de périmètre	17 537 (3 020)	70 116	87 653 (3 020)
Reclassement Effet de change	52 451	(52 309)	142
Au 31 décembre 2009	697 630	138 052	835 682
Acquisitions Cessions Variations de périmètre Reclassement Effet de change	41 021 (2 594) (3 177) 41 470	85 093 (41 686)	126 114 (2 594) (3 177) (216)
Au 31 décembre 2010	774 350	181 459	955 809
Amortissements et dépréciations :
Au 31 décembre 2008	(132 723)		(132 723)
Charge d'amortissement de la période Dépréciation	(19 954)		(19 954)
Reprise de dépréciation Cessions Variations de périmètre	40 306		40 306
Reclassement Effet de change	(102)		(102)
Au 31 décembre 2009	(152 433)		(152 433)
Charge d'amortissement de la période Dépréciation Reprise de dépréciation	(22 192)	(760)	(22 192) (760)
Cessions Variations de périmètre Reclassement	1 253 2 043 (144)	360	1 253 2 043 216
Effet de change
Au 31 décembre 2010	(171 473)	(400)	(171 873)
Valeurs nettes :
Au 1er janvier 2009	497 939	120 245	618 184
Au 31 décembre 2009	545 197	138 052	683 249
Au 31 décembre 2010	602 877	181 059	783 936

Au 31 décembre 2010, tel que présenté en note 1. « Faits marquants », le Groupe a procédé à une revue de l'ensemble de son portefeuille de projets photovoltaïques. Cette revue l'a conduit à déprécier certains projets pour un montant global de 3,6 millions d'euros.

Le Groupe a également procédé à des tests de valeur de certaines installations photovoltaïques en exploitation présentant des indices de pertes de valeur. Ces tests ont porté sur les installations localisées en Espagne. Ils ont été réalisés sur la base des plans d'affaires révisés et d'analyse de sensibilité intégrant différentes hypothèses d'évolution des prix de vente de l'électricité. Ces tests se sont avérés concluants et n'ont pas conduit à déprécier ces actifs.

Au 31 décembre 2010, les immobilisations en cours incluent essentiellement la Centrale Caraïbes Energie pour un montant de 110,7 millions d'euros. Pour le solde, il s'agit majoritairement de projets photovoltaïques en phase de développement.

Locations financement :

Une part significative des équipements industriels du groupe sont en location financement. A la fin de la période de location, le groupe peut exercer l'option d'acheter l'équipement.

Au cours du second semestre 2010, le groupe a levé l'option d'achat portant sur la centrale de CTG-A. Cette centrale est dorénavant détenue en propre par le Groupe.

Le montant net d'amortissement des biens pris en location financement s'élève à 367,4 M€ au 31/12/2010 contre 430,8 M€ au 31 décembre 2009.

Les dettes financières au titre des locations financement sont présentées dans la note 14.

6. Participations dans les entreprises associées

La variation des participations dans les entreprises associées s'analyse comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009

Mouvements au cours de la période comptable
Montant en début de période	24 661	24 972
Dividendes versés	(2 563)	(1 939)
Augmentation de capital
Quote-part dans les résultats des entreprises associées	2 849	2 457
Ecart de conversion sur les participations mauriciennes	(439)	(829)
Autres mouvements
Variation de périmètre	749
Montant en fin de période	25 257	24 661

L'effet des variations de périmètre est lié à la consolidation par mise en équivalence de CICM à compter du 5 mai 2010.

Les contrats de vente d'électricité des entités Mauriciennes intègrent des clauses d'indexation de prix qui s'analysent comme étant des instruments dérivés de change. En vertu de la norme IAS 39, ces dérivés incorporés sont comptabilisés distinctement de leur contrat hôte (le contrat de vente d'électricité), à la date de démarrage du contrat et font l'objet d'une valorisation à la juste valeur, de la même manière que des dérivés autonomes conclus avec une banque.

A compter du 1er juillet 2009 et en application d'IAS 39 « Instruments financiers » et d'IFRIC 16 « couvertures d'un investissement net dans une activité à l'étranger », ces dérivés ont été qualifiés de couverture d'investissement net dans une activité à l'étranger. Ainsi, à compter de cette date et sur la base de la documentation établie en conformité avec IAS 39, les variations de juste valeur de ces dérivés sont comptabilisées en capitaux propres en réserves de conversion sans impact sur le résultat.

Pour la période close au 31 décembre 2010, l'effet net d'impôt du retraitement des dérivés incorporés aux contrats de ventes sur la valeur des participations dans les entreprises associées et comptabilisé en réserves de conversion s'élève à un montant de 2,2 M€ net d'impôt. La juste valeur des dérivés à cette date à la quote-part du groupe est de 5,1 M€ net d'impôt.

La quote-part du Groupe dans les actifs, les passifs et le résultat de ces entités est la suivante :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009

Actifs non courants	36 515	36 353
Actifs courants	21 300	20 249
Total des actifs	57 815	56 602

Passifs non courants	26 772	24 727
Passifs courants	5 787	7 214
Total passifs	32 558	31 942
Actif net	25 257	24 661

Chiffre d'affaires	24 630	19 932
Résultat opérationnel	4 650	6 456
Résultat de l'exercice	2 849	2 457

7. Actifs financiers non courants

En milliers d'euros	Note	31/12/2010	31/12/2009
Dépôts et gages espèces		19 445	18 041
Dépôts à terme		3 735	4 489
Titres non consolidés		189	219
Prêts à plus d'un an		116	99
Instruments Financiers	18	250	4 919
Total		23 735	27 767

Les dépôts de garantie et gages espèces sont liés aux contrats de crédit-bail qui servent à financer les centrales thermiques. Ces dépôts et gages portent intérêts. La plupart de ces intérêts sont capitalisés. Ils sont remboursables selon un échéancier fixe ou à la date de levée de l'option d'achat. Le dépôt à terme procure également des intérêts qui sont capitalisés.

Les échéances des actifs financiers non courants sont les suivantes :

En milliers d'euros		Total	de un à cinq ans	Plus de cinq ans
Dépôts et gages espèces		19 445	-	19 445
Dépôts à terme		3 735	-	3 735
Titres non consolidés		189	-	189
Prêts à plus d'un an		116	-	116
Instruments Financiers	18	250	-	250
Total		23 735	-	23 735

8. Actifs financiers courants

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2009, les actifs financiers courants incluaient les dépôts et gages versés pour un montant de 20,9 millions d'euros. La variation de l'exercice 2010 est principalement liée à la levée d'option du crédit bail de CTG-A, dont le transfert de propriété est intervenu au mois de juillet et qui a conduit à la restitution du dépôt.

9. Trésorerie et équivalents de trésorerie

Les équivalents de trésorerie sont des Sicav monétaires immédiatement disponibles dont les variations de juste valeur sont comptabilisées en résultat.

10. Clients et comptes rattachés

Au 31 décembre 2010, les créances clients s'élèvent à 42,3 millions d'euros contre 20,6 millions d'euros au 31 décembre 2009. Cette variation est essentiellement liée au différentiel de production des mois de décembre 2009 et 2010, aux régularisations annuelles à émettre au titre des quotas de CO2 ainsi qu'au montant facturé à EDF au titre de la prime bagasse.

La balance âgée des créances clients ne fait pas apparaître de retard de règlement.

11. Stocks

Les stocks s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009

Stocks en valeur brute
Matières premières / Combustibles	11 481	8 965
Stocks de panneaux	-	8 308
Pièces de rechange non stratégiques	20 608	18 516
Quotas de CO2 acquis	-	3 639
Autres stocks en cours	950	429
Total stocks en valeur brute	33 039	39 857

Dépréciation des stocks
Matières premières / Combustibles	-	166
Pièces de rechange non stratégiques	577	410
Quotas de CO2 acquis	-	507
Total dépréciation des stocks	577	1 083

Stocks en valeur nette
Matières premières / Combustibles	11 481	8 799
Stocks de panneaux	-	8 308
Pièces de rechange non stratégiques	20 031	18 106
Quotas de CO2 acquis	-	3 132
Autres stocks en cours	950	429
Total stocks en valeur nette	32 462	38 774

Les stocks de panneaux présentés en 2009 étaient destinés à être cédés à des tiers hors-groupe. Les quotas de C02 présentés au titre de l'exercice 2009 ont été pour une grande partie cédés au cours de l'exercice 2010.

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2010, l'ensemble des quotas acquis est destiné à être utilisé par le Groupe pour ses propres besoins. Ces quotas sont présentés en immobilisations incorporelles.

12. Autres actifs courants

Les autres actifs d'exploitation courants s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Créances fiscales et sociales	14 740	12 557
Charges constatées d'avance	3 420	4 047
Autres débiteurs	19 190	3 650
Total	37 350	20 254

Les autres débiteurs comprennent notamment les avances faites à des fournisseurs ainsi que des créances sur cessions d'installations qui sont intervenues en fin d'année 2010.

13. Capital et actions potentielles

13.1 Capital social, plans d'options et actions de performance

Au 31 décembre 2010 et après exercice des 5 000 options mentionnées ci-dessous, le capital est composé de 28 446 645 actions de nominal 0,0385 euro entièrement libérées.

Au 31 décembre 2010, le capital est détenu à hauteur de 42,62 % par Financière Hélios et ses associés Apax France VI et Altamir Amboise. Au 31 décembre 2009, la participation de Financière Hélios était de 42.63%.

Plans d'options

Plan d'options de souscriptions d'actions	Plan 2005	Plan 2010
Date du Conseil d'Administration/attribution	13/12/2005	27/08/2010
Période d'exercice	Du 11 décembre 2009 au 10 décembre 2012	Du 28 août 2014 au 28 août 2017 sous condition de performance
Nombre total d'options attribuées à l'origine Prix d'exercice à l'origine	7 500 418	190 000 21,306
Nombre total d'options après ajustement (a) Prix d'exercice après ajustement (a)	150 000 20,9	n/a n/a
Nombre d'option en circulation au 1er janvier 2009 Options octroyées Options exercées	150 000	0
Nombre d'option en circulation au 1er janvier 2010 Options octroyées	150 000 -5 000	0 190 000
Options exercées Nombre d'options en circulation au 31/12/10	145 000	190 000

(a) Suite à la division par 20 de la valeur nominale des actions intervenue le 3 juillet 2006, le nombre d'options ainsi que leur prix d'exercice ont été ajustés.

Les prix d'exercice mentionnés dans le tableau présenté ci-dessus sont en euros.

Plan 2010

Description du plan

En date du 27 août 2010, le Conseil d'administration de Séchilienne-Sidec faisant usage de l'autorisation qui lui a été consentie par l'Assemblée Générale Mixte des actionnaires en date du 18 mai 2010 a attribué 190 000 options de souscription d'actions au bénéfice des salariés et des mandataires sociaux de la Société et de ses Filiales présents au 15 août 2010.

L'attribution de ces options est soumise à une condition de présence du bénéficiaire à la date d'ouverture de la période d'exercice soit le 28 août 2014 et à une condition de performance.

Cette dernière porte sur la croissance de 30% par an au moins de la puissance brute du parc photovoltaïque de la Société et de ses filiales, installée au 31 décembre 2011, par rapport à la puissance brute installée au 31 décembre 2009.

Par ailleurs, les actions résultant de l'exercice des options attribuées aux mandataires sociaux sont soumises, pour 15% d'entre elles, à une période d'incessibilité courant jusqu'au terme du mandat des dits-bénéficiaires.

Méthode de valorisation appliquée

La juste valeur des options attribuées a été déterminée en utilisant un modèle binomial. Les paramètres utilisés ont été les suivants :

la volatilité du cours de l'action est déterminée sur une base historique et sur l'anticipation des marché : 29% ;
l'impact des dividendes est intégré en fonction des dividendes distribués au titre des exercices précédents.

Durée de vie de l'attribution conditionnelle	4 ans
Juste valeur de l'attribution conditionnelle (en milliers d'euros)	939
Montant comptabilisé en charges de la période (en milliers d'euros)
2010	88
2009	0

Actions de performance

Description du plan

L'Assemblée Générale du 16 juin 2009 a accordé une autorisation pour un plan d'attribution d'actions de performance, sur le fondement de laquelle les Conseils d'administration des 28 août 2009, 25 janvier 2010 et 28 juillet 2010 ont attribué à 51 bénéficiaires un total de 408 116 actions gratuites réparties pour chaque bénéficiaire en deux tranches égales (Tranche 1 et Tranche 2).

Les conditions de performance devant être remplies pour l'attribution définitive des actions gratuites sont la réalisation de l'un des évènements suivants entre la date d'attribution et la date la plus proche entre le 31 décembre 2012 ou la date à laquelle (i) en ce qui concerne M. Nordine Hachemi, il cesserait d'occuper les fonctions de Président Directeur Général (ou de Directeur Général) de la Société, et (ii) en ce qui concerne chacun des autres bénéficiaires, ledit bénéficiaire cesserait d'occuper, pour quelque raison que ce soit, des fonctions salariées au sein du Groupe Séchilienne-Sidec :

Atteinte d'un cours de bourse à la clôture de 30 jours de négociation (consécutif ou non) au cours d'une période glissante de six mois au moins égal à 40 euros pour la Tranche 1, et au moins égal à 60 euros pour la Tranche 2, ou
Réalisation d'une offre publique d'achat portant sur l'intégralité du capital et des droits de vote de la Société concomitante ou immédiatement consécutive à une prise de contrôle ou à un changement de contrôle, direct ou indirect, de la Société au sens de l'article L. 233-3 du Code de commerce, si le prix par action offert par l'initiateur est au moins égal à 40 euros pour la Tranche 1, et au moins égal à 60 euros pour la Tranche 2.

Une fois l'un de ces seuils atteint pendant la période considérée, l'intégralité des actions susceptibles d'être attribuées gratuitement au bénéficiaire concerné au titre de la Tranche 1 ou de la Tranche 2 lui seront définitivement attribuées à la fin de la période d'acquisition.

La période d'acquisition expirera le 10 janvier 2013.

La période de conservation des actions est fixée à deux ans à compter de leur acquisition ; concernant M. Nordine Hachemi et un salarié, la période de conservation pour 25% des actions qui leur sont attribuées ce jour sera prolongée jusqu'à la cessation de leurs fonctions.

Méthode de valorisation appliquée

Les actions de performance sont valorisées à la juste valeur en prenant en compte la valeur d'une décote sur des actions non cessibles. Le coût d'incessibilité est valorisé comme le coût d'une stratégie en deux étapes consistant à vendre à terme les actions incessibles et à acheter au comptant un même nombre d'actions, en finançant cet achat par un prêt amortissable in-fine.

La période d'acquisition des droits correspond au délai le plus probable de réalisation des conditions de performance, déterminé selon le modèle de Monte-Carlo.

Les paramètres retenus dans ce modèle sont déterminés à la date d'attribution :

la volatilité du cours de l'action est déterminée sur une base historique et sur l'anticipation des marché : 30% ;
le taux d'intérêt correspond au taux d'un prêt de titres : 10% ;
l'impact des dividendes est intégré en fonction des dividendes distribués au titre des exercices précédents.

Durée de vie de l'attribution conditionnelle Juste valeur de l'attribution conditionnelle (en milliers d'euros) Montant comptabilisé en charges de la période (en milliers d'euros)	3,37 ans 1 869
2010	558
2009	191

13.2 Nombre d'actions

Les variations du nombre d'actions composant le capital social s'analysent comme suit :

Au 31 décembre 2008	27 787 260
Actions émises suite aux levées d'options
Actions créées	627 285
Actions d'autocontrôle acquises	-788
Au 31 décembre 2009	28 413 757
Actions émises suite aux levées d'options	5 000
Actions créées
Actions d'autocontrôle cédées	27 888
Au 31 décembre 2010	28 446 645

Au cours de l'exercice 2009, 627 285 actions nouvelles ont été émises suite au paiement d'une partie du dividende en actions.

Calcul de l'effet dilutif

Le nombre moyen pondéré d'actions dilué est calculé selon la méthode du rachat d'actions. Les fonds qui seraient recueillis à l'occasion de l'exercice des droits rattachés aux instruments dilutifs sont supposés être affectés au rachat d'actions au prix du marché à la date de clôture de l'exercice. Le nombre d'actions ainsi obtenu vient en diminution du nombre total des actions résultant de l'exercice des droits.

Les actions dont l'émission est conditionnelle ne sont incluses dans le calcul du résultat dilué par action que si, à la clôture de la période considérée, les conditions d'acquisition sont réunies.

Les effets dilutifs sont générés par l'émission d'options de souscription d'actions ainsi que par l'attribution d'actions de performance :

	31/12/2010	31/12/2009

Nombre moyen pondéré d'actions	28 446 645	28 065 322

Effet dilutif
Options de souscription d'actions	9 891	30 480


Nombre moyen pondéré d'actions dilué	28 456 536	28 095 802

Le résultat net part du Groupe par action avant et après effet dilutif s'établit ainsi :	40 490	40 830

Résultat net sur nombre moyen pondéré d'actions	1,42	1,45

Résultat net sur nombre moyen pondéré dilué d'actions	1,42	1,45

13.3 Dividendes

Le Conseil d'administration proposera à l'Assemblée Générale du 25 mai 2011 un dividende de 0,70 euro par action.

14. Dettes financières

14.1 Analyse par nature (courant et non courant) :

Les dettes financières du Groupe s'analysent comme suit :

	31/12/2010			31/12/2009
	Concours bancaires et intérêts		Dette		Concours bancaires et intérêts		Dette
	courus	Dette projet	corporate	Total	courus	Dette projet	corporate	Total
Dettes auprès des établissements de crédit
. Taux fixe		41 067		41 067	4 773	4 911		9 684
. Taux variable	4 059	232 822	102 000	338 881		177 711	73 350	251 061
Sous-total	4 059	273 889	102 000	379 948	4 773	182 622	73 350	260 745
Dettes de crédit-bail
. Taux fixe		75 150		75 150		128 306		128 306
. Taux variable		182 771		182 771		173 727		173 727
Sous-total	0	257 921	0	257 921	0	302 033	0	302 033
Total des dettes financières	4 059	531 810	102 000	637 869	4 773	484 655	73 350	562 778

Dont :

	31/12/2010	31/12/2009
Dettes financières non courantes Dettes financières courantes	562 286 75 583	481 745 81 033
	637 869	562 778

Au 31 décembre 2010, l'ensemble des crédits à court terme est utilisé. Le taux moyen d'intérêts du Groupe ressort à 4% au 31 décembre 2010.

La variation de la période des dettes financières s'analyse comme suit :

	Dettes de crédit bail	Emprunts bancaires	Concours Bancaires Courants et intérêts courus	Total
Ouverture	302 033	255 972	4 773	562 778
Emissions d'emprunts Remboursements Autres mouvements Variation nette	14 087 -62 477 4 278	163 535 -41 392 -2 226	-714	177 622 -104 583 2 052 0
Clôture	257 921	375 889	4 059	637 869

Les émissions d'emprunts intègrent des emprunts en crédit bail pour un montant de 10,5 millions d'euros.

Le Groupe a, en juillet 2008, procédé au refinancement de la totalité de sa dette corporate. Pour ce faire, un accord de financement d'une durée de 7 ans portant sur un montant global de 100 millions d'euros a été conclu le 14 février 2008. Les modalités principales sont les suivantes :

Décomposition en 2 tranches :

Tranche A de 80 millions d'Euros : prêt amortissable par 6 remboursements annuels de 6,5 millions d'euros et un remboursement in fine de 41 millions d'euros – intégralement tirée aux 31 décembre 2009 et 2010 (capital restant dû : 67 millions d'euros au 31 décembre 2010) ;
Tranche B d'un montant de 20 millions d'euros : prêts destinés à la couverture du besoin en fonds de roulement, non tirée au 31 décembre 2009 et intégralement tirée à la clôture de l'exercice 2010.

Taux : Euribor plus 0,80%.

Respect de ratios minimum usuels :

le ratio R1 défini comme le rapport entre l'Endettement Net social (ensemble des emprunts et dettes assimilées contractés auprès d'établissements de crédit et autres créanciers financiers) sur l'EBITDA consolidé du groupe (somme du résultat consolidé d'exploitation du Groupe augmenté des dépréciations et amortissements) devant être inférieur à 2.
le ratio R2 défini comme Endettement Net social sur Fonds Propres consolidés (total capital, primes, réserves, réserves de conversion, résultat et intérêts minoritaires) devant être inférieur à 1.

Par ailleurs, le montant de l'endettement net social est plafonné à 300 millions d'euros. Le Groupe respecte ces ratios au 31 décembre 2010.

14.2 Ventilation du total des remboursements des dettes financières par échéance

La ventilation par échéance du total des remboursements non actualisés des dettes financières (incluant le remboursement du capital et le paiement des intérêts) est la suivante :

En milliers d'euros	A moins d'1 an		Entre 1 et 2 ans		Entre 2 et 3 ans		Entre 3 et 4 ans		Entre 4 et 5 ans	A plus de 5 ans
										Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts Nominal Intérêts
Emprunts bancaires	51 237	10 082	20 282	13 319	21 065	13 261	21 753	13 094	56 979	11 995 204 573	72 180
Dettes de locations financement	18 588	10 147	20 409	10 091	51 238	8 167	16 850	7 427	18 175	7 104 132 661	23 279
Banque créditrices et autres	4059
Total au 31/12/2010	73 884	20 229	40 691	23 410	72 303	21 428	38 602	20 521	75 154	19 098 337 234	95 459

Pour les dettes à taux variable, le total des remboursements a été déterminé sur la base des taux d'intérêts au 31 décembre 2010.

Le montant des paiements minimaux au titre des contrats de location financement correspond au total des remboursements des dettes de crédit bail indiqué ci-dessus.

15. Avantages au personnel

Les avantages au personnel s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Avantages postérieurs à l'emploi	7 495	5 799
Autres avantages à long terme	1 093	1 048
Total	8 588	6 847

Avantages postérieurs à l'emploi

La provision pour engagement de retraite (régime à prestations définies consenti au personnel) correspond au régime d'indemnités de départ en retraite (IDR) s'imposant aux entreprises françaises, au régime à prestations définies dont bénéficient des salariés de la maison mère, et au régime IEG (régime des Industries Electriques et Gazières) dont bénéficient les salariés de certaines filiales (pensions spécifiques et garantie de maintien d'avantages spécifiques après leur départ en retraite).

Les montants comptabilisés au passif au titre de ces régimes s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Valeur actualisée de la dette	8 230	5 799
Coût des services passés non reconnus	-735	0
Montant net comptabilisé au bilan	7 495	5 799

La charge nette comptabilisée au compte de résultat au titre des régimes d'avantages post-emploi à prestations définies, s'analyse comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Coût des services rendus au cours de l'exercice	1032	982
Coût financier	1179	413
Amortissement du coût des services passés	0	0
Ecarts actuariels	29	0
Charge nette de l'exercice	2240	1395

La variation des montants nets comptabilisés au bilan s'explique de la manière suivante :

31/12/2010 8 469 0	31/12/2009 7 243

	0
105	0
2 240	1 395
-70	-169
345	0
11 089	8 469
2 670
924	2 670
	2 670
	3 594

Les cotisations payées de 924 K€ correspondent à un appel de fonds versé au titre de l'externalisation du régime à prestations définies.

Autres avantages à long terme

Les montants comptabilisés au passif au titre de ces régimes s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Valeur actualisée de la dette	1 093	1 048
Coût des services passés	0	0
Montant net comptabilisé au bilan	1 093	1 048

La charge nette comptabilisée au compte de résultat au titre des autres avantages à long terme s'analyse comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Coûts des services rendus au cours de l'exercice	-3	23
Coût financier	48	45
Coût des services passés	0	0
Amortissement des écarts actuariels	0	0
Charge nette de l'exercice	45	68

La variation des montants nets comptabilisés au bilan s'explique de la manière suivante :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Montant net comptabilisé au bilan à	1 048	980
Charge nette de l'exercice	45	68
Cotisations payées	0	0
Autres variations	0	0
Montant net comptabilisé au bilan à la clôture de l'exercice	1 093	1 048

Hypothèses actuarielles

Les principales hypothèses actuarielles utilisées pour le calcul des engagements IDR et IEG sont les suivantes :

	31/12/2010	31/12/2009
Taux d'actualisation	4,50% - 5,00%	4,67% - 5,00%
Taux d'inflation	2,00%	2,00%
Table de mortalité	INSEE générationnelle	INSEE générationnelle

16. Provisions pour risques

La variation des provisions pour risques et charges sur l'exercice comprend les éléments suivants :

En milliers d'euros	Provisions pour couverture de risques industriels et autres risques		Autres provisions Total provisions non courantes

Montant au 31/12/2008	1 940	0	1 940
Dotations		466	466
Reprises liées à l'utilisation	-916		-916
Reprises pour non utilisation			0
Montant au 31/12/2009	1 024	466	1 490
Dotations	447	450	897
Reprises liées à l'utilisation	-187	-316	-503
Reprises pour non utilisation			0
Variation de périmètre			0
Montant au 31/12/2010	1 284	600	1 884

17. Impôts différés

Les impôts différés actifs et passifs inscrits au bilan s'analysent comme suit :

	Actifs		Passifs		Net
En milliers d'euros	2010	2009	2010	2009	2010	2009
Diffférence entre les valeurs comptables et les valeurs fiscales : - Immobilisations - Provisions - Autres éléments - Location financement	6 826 2 162 3 127 1 870	3 042 1 572 2 501 2 128	-27 304 -329 -1 399 -32 787	-27 509 -172 -144 -27 265	-20 478 1 834 1 728 -30 917	-24 466 1 401 2 357 -25 137
- Instruments dérivés	3 317	2 163	-64	-155	3 253	2 007
Déficits fiscaux	1 667	1 263	-0	-3	1 667	1 259
Total	18 970	12 668	-61 882	-55 247	-42 912	-42 579
Effet de la compensation	-13 732	-10 035	13 732	10 035	0	0
Impôts différés nets	5 238	2 633	-48 150	-45 212	-42 912	-42 579

La variation des impôts différés s'analyse comme suit :

En milliers d'euros	Total

Impôts différés net au 31/12/08	-36 713

Résultat	-6 570
Effet des regroupements d'entreprises	-1
Autres mouvements	0
Capitaux propres	705

Impôts différés net au 31/12/09	-42 579

Résultat	-1 641
Effet des regroupements d'entreprises	-114
Autres mouvements	0
Capitaux propres	1 422

Impôts différés net au 31/12/10	-42 912

18. Instruments financiers dérivés

Certains prêts et contrats de crédit-bail conclus par les filiales comportent des clauses de variation d'intérêts. Les contrats conclus avec EDF permettent en général de répercuter tout ou partie de cette variabilité. En l'absence d'un tel transfert de risque, le groupe a conclu des swaps de taux prêteur à taux variable et emprunteurs à taux fixe. La situation de chaque contrat de crédit-bail pour les filiales en cause, au regard du risque de taux, ainsi que leur incidence sur le bilan selon la norme IAS 39, est décrite dans le tableau ci-dessous. Les swaps conclus par Séchilienne-Sidec et ses filiales CTG, CCG et CTBR dans le cadre de la couverture de la valeur résiduelle du crédit-bail, ont été comptabilisés en tant que couverture de flux de trésorerie.

L'analyse des contrats de vente d'électricité conclus avec le CEB respectivement par la Compagnie Thermique de Bellevue, la Compagnie Thermique de Savannah et la Compagnie Thermique du Sud a mis en évidence la présence de dérivés de change incorporés qui ont été comptabilisés à leur juste valeur dans les comptes de ces filiales mises en équivalence. Ils ont été qualifiés en couverture d'investissement net. Les montants comptabilisés au titre de ces dérivés sont présentés en note 6 « Participations dans les entreprises associées ».

Le montant comptabilisé en résultat au titre de la part inefficace des instruments de couverture n'est pas significatif.

			Justes valeurs au bilan					Imputation des variations en 2010
	Maturité	Notionnel en millions d'euros		31/12/2009		31/12/2010		Compte transitoire dans les
			Actifs	Passifs	Actifs	Passifs	Résultat	capitaux propres
Milliers d'euros
Dérivés / crédit bail à taux variable :
- vente d'un cap	2020	48,8		(871)			871
- achat d'un floor	2020	48,8	846				(846)
- achat d'un cap	2016	49,2		(67)			67
- vente de floor	2016	49,2		(921)			921
Dérivés incorporés :
- swap de taux - swap miroir	2017 2013	34,4 34,4	4 073	(3 396)			(4 073) 3 396

Sous Total dérivés de transaction		264,8	4919	(5 255)			336
Couverture de dettes à taux variables par swap de taux	2011 à 2029	178		(7 054)	250	(12 060)	(24)	(4 756)
Sous Total dérivés de couverture de flux de trésorerie		178		(7 054)	250	(12 060)	(24)	(4 756)
Total		443	4 919	(12 309)	250	(12 060)	312	(4 756)

19. Fournisseurs

Les dettes fournisseurs s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Fournisseurs	49 555	29 299
Fournisseurs d'immobilisations	25 440	29 514
Total	74 995	58 813

Au 31 décembre 2010, les dettes fournisseurs s'élèvent à 49.6 millions d'euros contre 29.3 millions d'euros au 31 décembre 2009. Cette variation est essentiellement liée au différentiel de production des mois de décembre 2009 et 2010, ainsi qu'au montant des factures à recevoir des sucriers au titre de la prime bagasse.

20. Impôts et taxes

Les dettes d'impôts et de taxes s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Impôts sur les sociétés	6 445	2 785
Autres taxes	13 657	13 637
Total	20 102	16 422

21. Autres passifs d'exploitation courants

Les autres passifs courants s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Produits constatés d'avance	7 060	16 657
Autres créditeurs	9 000	10 278
Total	16 060	26 935

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2009, les produits constatés d'avance incluaient les produits de la vente de panneaux en cours de transit à la date de clôture.

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2010, les autres créditeurs comprennent principalement les dettes au titre de la prime bagasse.

22. Produits des activités ordinaires

Les produits des activités ordinaires consolidés s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	2010	2009
Ventes d'électricité et de vapeur	283 781	236 606
Ventes de panneaux photovoltaïques et d'installation Photovoltaïques	18 597	5 455
Prestations de services	2 463	2 496
Produits des activités ordinaires	304 841	244 557

23. Secteurs opérationnels¹²

L'information sectorielle est présentée sur la base de l'organisation interne et du reporting utilisé par la Direction du Groupe qui reflètent les différents niveaux de risques et de rentabilité auxquels il est exposé.

La segmentation des informations par secteur d'activité est privilégiée, les risques et rentabilités dépendant majoritairement des différentes natures des activités plutôt que de leur implantation géographique.

Les données sectorielles s'entendent avant retraitements de consolidation inter-secteurs et ajustements inter-secteurs.

Les transactions entre secteurs sont réalisées au prix de marché.

23.1 Informations par secteur d'activité

La ventilation retenue par le Groupe Sechilienne – Sidec pour les secteurs opérationnels est la suivante :

Thermique : ce secteur regroupe les centrales thermiques qui fournissent une production d'énergie électrique à des sociétés nationales selon des contrats long terme.
Eolien : ce secteur regroupe les parcs d'éoliennes qui fournissent une production d'électricité à EDF selon des contrats d'une durée de 15 ans.
Photovoltaïque : ce secteur regroupe les différents parcs de panneaux solaires ainsi que la vente d'installations et de panneaux solaires à des tiers ou à des coentreprises pour la quotepart détenue par des tiers. Il intègre la partie rétrocédée aux sociétés SCE, Plexus, QC, QEA, QEH, SCEM et Power Alliance de l'avantage fiscal dont les membres des SNC portant les installations ont bénéficié au titre de l'article 217 Undecies du CGI, dans le cadre du financement des installations photovoltaïquesHolding ;
le secteur Holding regroupe les activités fonctionnelles de Séchilienne-Sidec.

¹² Ajout document de référence : Le Groupe vend la quasi-totalité de l'électricité qu'il produit dans le cadre de contrats de longue durée conclus avec EDF en France et le Central Electricity Board (CEB) à l'île Maurice. Le chiffre d'affaires du Groupe avec EDF est en 2010 de 267,8 M€, représentant 87,9 % du chiffre d'affaires consolidé. Le chiffre d'affaires que le Groupe réalise auprès de CEB n'est pas compris dans le Chiffre d'affaires consolidé du Groupe du fait de la méthode de consolidation par mise en équivalence des centrales mauriciennes. Pour information le Chiffre d'affaires réalisé par ces centrales (non pondéré par leur taux de détention) s'est élevé à 3 714 millions de MUR (soit 91,6 M€).

Compte tenu de la qualité de ces co-contractants, le risque de contrepartie lié aux comptes clients est non significatif.

Au 31 décembre 2010 (en K€)	Thermique	Eolien		Photovoltaïque Holding et autres	Eliminations	Total
Produits des activités ordinaires Inter-secteurs	264 306	5 759	33 091	1 685 42 597	(42 597)	304 841 0
Produits des activités ordinaires Résultat opérationnel Résultat des entreprises associées Charges et produits financiers Charge d'impôts Résultat net de l'exercice	264 306 63 711 2 849	5 759 1 533	33 091 16 216	44 282 (2 969)	(42 597)	304 841 78 491 2 849 (17 689) (15 023) 48 628
BILAN :
Ecarts d'acquisition Immobilisations incorporelles Immobilisations corporelles Participation dans les entreprises associées Actifs courants Autres actifs non courants (dont impôts différés)	0 103 157 514 459 25 257 78 486 14 382	0 0 54 933 0 4 664 5 874	950 2 883 213 984 0 40 093 1 513	0 20 560 0 95 486 7 204		950 106 060 783 936 25 257 218 728 28 973
Total Actif	735 741	65 471	259 423	103 270	0	1 163 905
Capitaux propres Dettes financières non courantes Autres passifs non courants (dont impôts différés) Passifs courants Eliminations inter-secteurs	202 895 305 861 58 034 89 803 79 215	903 44 598 0 5 980 13 992	46 206 159 262 8 484 -654 31 448	94 192 60 160 4 164 84 017 -124 654		344 196 569 881 70 682 179 146 1
Total Passif	735 808	65 473	244 745	117 879	0	1 163 905
AUTRES INFORMATIONS Investissements corporels et incorporels Dotations aux amortissements	58 439 (18 680)	12 281 (2 508)	56 451 (5 943)	69 (766)		127 240 (27 897)
Au 31 décembre 2009 (en K€)	Thermique	Eolien		Photovoltaïque Holding et autres	Eliminations	Total
Produits des activités ordinaires Inter-secteurs	223 750	6 112	13 232	1 463 29 497	(29 497)	244 557 0
Produits des activités ordinaires	223 750	6 112	13 232	30 960	-29 497	244 557
Résultat opérationnel Résultat des entreprises associées Charges et produits financiers Charges d'impôts	56 993 2 457	2 412	19 028	(797)		77 636 2 457 (17 738) (13 588)
Résultat net de l'exercice						48 768
BILAN :
Ecarts d'acquisition Immobilisations incorporelles Immobilisations corporelles Participation dans les entreprises associées Actifs courants Autres actifs non courants (dont impôts différés)	0 106 713 473 712 24 661 73 059 16 328	0 0 45 160 0 3 011 6 029	950 3 045 163 225 0 22 932 592	0 0 1 153 0 104 351 7 451		950 109 758 683 250 24 661 203 353 30 400
Total Actif	694 473	54 200	190 744	112 955	0	1 052 372
Capitaux propres Dettes financières non courantes Autres passifs non courants (dont impôts différés) Passifs courants Eliminations inter-secteurs	188 604 288 842 54 870 120 013 42 144	680 38 749 0 3 138 11 635	35 649 86 805 6 709 13 859 42 605	96 632 67 349 4 279 46 194 (96 383)		321 564 481 745 65 858 183 204 1
Total Passif	694 473			118 071	0	1 052 372
		54 202	185 626

Les autres actifs sectoriels comprennent les stocks, les clients et comptes rattachés, les autres débiteurs.
Les passifs sectoriels comprennent les passifs spécifiques rattachés aux sites d'exploitation, les provisions pour avantages du personnel, les autres provisions pour risques et charges (hormis les provisions pour risques afférents aux filiales non consolidées), les fournisseurs et comptes rattachés ainsi que les autres créditeurs.¹³

23.2 Informations par zone géographique

La ventilation retenue par le Groupe Sechilienne – Sidec pour les zones géographiques est la suivante :

DOM : Guadeloupe, Martinique, Réunion
France métropolitaine
Hors France : l'Ile Maurice, l'Italie et l'Espagne

France
Au 31 décembre 2010 (en K€)	DOM	Métropolitaine	Hors France	Eliminations	Total
Produits des activités ordinaires	274 324	70 444	2 671	(42 597)	304 841
Résultat des entreprises associées			2 849	0	2 849
Ecarts d'acquisition, immobilisations incorporelles et corporelles	786 325	90 963	13 658	0	890 946
Au 31 décembre 2009 (en K€)	DOM	France Métropolitaine	Hors France	Eliminations	Total

Produits des activités ordinaires	230 897	41 367	1 791	(29 497)	244 558
Résultat des entreprises associées			2 457	0	2 457
Ecarts d'acquisition, immobilisations incorporelles et corporelles	712 704	66 844	14 409	0	793 957

24. Autres produits et charges d'exploitation

Autres charges d'exploitation

Les autres charges d'exploitation comprennent toutes les dépenses autres que les achats, les frais de logistique, les charges de personnel. Elles incluent notamment les quotas de CO2 acquis et consommés au cours de l'exercice.

Autres produits d'exploitation

Les autres produits d'exploitation incluent le montant des quotas de CO2 facturé à EDF qui s'élève à 12,1 M€ au titre de l'exercice 2010 contre 3,6 M€ pour l'exercice 2009.

25. Charges de personnel

Le détail des charges de personnel est le suivant :

¹³ Ajout document de référence : Pour l'exercice clos au 31 décembre 2010, l'Ebitda par secteur d'activité s'établit comme suit : Thermique 83,3 M€ contre 77,1 M€ en 2009 ; Photovoltaïques 13,0 M€ contre 6,0M€ en 2009 (dont 1,9 M€ de vente de panneaux et d'installations photovoltaïques clé en main en 2010 contre 1,0M€ en 2009) ; Eolien 4 M€ contre 4,9 M€ en 2009 ; Holding et autres -5,5 M€ contre -3,3 M€ en 2009 soit un Ebitda Groupe hors défiscalisation de 94,9 M€ contre 84,7 M€ en 2009. Les défiscalisations se sont élevées à 12,9 M€ en 2010 contre 16 M€ en 2009.

Ebitda : Résultat opérationnel hors dotations aux amortissements, dotations et reprises de provisions.

En milliers d'euros	2010	2009
Salaires et traitements	14 455	14 959
Charges sociales	7 071	4 934
Participation et interessement	1 302	276
Options de souscription et actions de performance	646	323
Total	23 474	20 492

Le poste «participation et intéressement » inclut l'effet de la mise en place des accords sociaux décrits dans les faits marquants de la période.

26. Autres produits et charges opérationnels

Les autres produits et charges opérationnels s'analysent de la manière suivante :

En milliers d'euros	2010	2009
Produits de cession d'actifs	2 481	0
Rétrocession d'avantages fiscaux	12 876	16 049
Autres produits	425	3 082
Autres produits opérationnels	15 782	19 131
Dépréciation des projets	(2 800)	0
Valeur comptable des actifs cédés	(2 176)	(281)
Autres charges	0	(2 508)
Autres charges opérationnelles	(4 976)	(2 789)
Total des autres produits et charges opérationnels	10 806	16 342

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2010, les autres produits et charges opérationnels incluent principalement :

la partie rétrocédée aux sociétés QEL, QC, QEA, SCEM, QEH Plexus et SCE, de l'avantage fiscal dont les membres des SNC portant les installations ont bénéficié au titre de l'article 217 Undecies du CGI, dans le cadre du financement des installations photovoltaïques ;
la dépréciation de coûts de développement de projets antérieurement activés tel que décrit en note 5.

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2009, les autres produits et charges opérationnels incluaient principalement :

la partie rétrocédée aux sociétés SCE, Plexus, QC, QEA, QEH, SCEM et Power Alliance de l'avantage fiscal dont les membres des SNC portant les installations ont bénéficié au titre de l'article 217 Undecies du CGI, dans le cadre du financement des installations photovoltaïques ;
la reprise en résultat d'un complément de prix lié à un projet en Europe du Sud qui n'est plus à payer du fait de négociations commerciales ;
l'indemnité d'assurance à recevoir et la constatation de la sortie de l'immobilisation suite à la destruction d'une installation et les charges afférentes à ce sinistre.

27. Coût de l'endettement financier

Les différentes composantes constituant le coût de l'endettement financier¹⁴ sont les suivantes :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Frais financiers sur dettes financières	(9 098)	(7 753)
Frais financiers sur crédits-baux	(9 241)	(11 399)
Coût de l'endettement financier	(18 339)	(19 152)

¹⁴ Ajout document de référence : le montant des charges financières relatives aux contrats de swaps qualifiés en comptabilité de couverture s'est élevé à 3,9M€ en 2010.

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28. Autres produits et charges financiers

Les différentes composantes constituant les produits et charges financiers sont les suivantes :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Gains de change	18	28
Revenu des prêts	0	129
Produit Cession VMP	183	273
Variation de juste valeur des instruments financiers	314	75
Autres produits financiers	559	913
Produits financiers	1 074	1 418
Pertes de change	(8)	0
Variation de juste valeur des instruments financiers	0	0
Autres charges financières	(416)	(4)
Autres charges financières	(424)	(4)

29. Impôts

La charge d'impôt sur les résultats s'analyse de la manière suivante :

En milliers d'euros	2010	2009
Charge d'impôt courant	(13 382)	(7 018)
Impôts différés	(1 641)	(6 570)
Total impôt sur les sociétés	(15 023)	(13 588)

Le taux d'impôt effectif se détermine comme suit :

En milliers d'euros		2010	2009
Résultat opérationnel		78 491	77 636
Coût de l'endettement financier		(18 339)	(19 152)
Autres produits et charges financiers		650	1 411
Résultat avant impôt et part dans les sociétés mises en équivalence	(A)	60 802	59 895
Charge d'impôt	(B)	(15 023)	(13 588)
Taux d'impôt effectif (B) / (A)		24,71%	22,69%

En 2009, le Groupe avait bénéficié d'une défiscalisation d'investissement dans les Départements d'Outre-Mer pour un montant d'impôt de 0,6 millions d'euros. Hors effet de cette défiscalisation, le taux d'impôt effectif 2009 aurait été de l'ordre d'environ 23,6%.

La différence entre la charge d'impôt effective et la charge d'impôt théorique s'analyse comme suit :

	2010			2009
	base (K€)	Taux	Impôt (K€	base (K€)	Taux	Impôt (K€
Charge d'impôt	60 802	24,71%	15 023	59 895	22,69%	13 588
Fiscalisation à taux réduits dans les Départements d'Outres-Mer	-	9,05%	5 501	-	9,01%	5 399
QP de frais et charges	-	-0,11%	-69	-	-0,20%	-118
Défiscalisation des investissements dans les Départements d'Outres-Mer	-	-	-	-	0,97%	583
Autres	-	-0,31%	-190	-	0,85%	511
Charge d'impôt théorique	60 802	33,33%	20 265	59 895	33,33%	19 963

30. Instruments financiers

Les justes valeurs des instruments financiers sont les suivantes :

	Valeur comptable		Juste valeur
	2010	2009	2010	2009
Actifs financiers
Actifs financiers non courants	23 735	27 767	23 735	27 767
Créances clients	42 299	20 551	42 299	20 551
Autres actifs courants	37 350	20 254	37 350	20 254
Autres actifs financiers courants	0	20 922	0	20 922
Equivalents de trésorerie	81 067	91 444	81 067	91 444
Trésorerie	25 550	11 408	25 550	11 408
Actifs financiers disponibles à la vente	0	0	0	0
Total actifs financiers	210 001	192 346	210 001	192 346
Passifs financiers
Dettes financières non courantes	562 286	481 745	557 031	485 272
Dettes financières courantes	75 583	81 033	75 583	81 033
Dettes fournisseurs	74 995	58 813	74 995	58 813
Autres passifs financiers courants	36 162	43 362	36 162	43 362
Instruments financiers dérivés	12 060	12 309	12 060	12 309
Total passifs financiers	761 086	677 262	755 831	680 789

La juste valeur d'un actif et d'un passif est le prix qui serait convenu entre des parties libres de contracter et opérant aux conditions du marché. A la date de la transaction, elle correspond généralement au prix de transaction. La détermination de la juste valeur doit ensuite être fondée sur des données de marché observables qui fournissent l'indication la plus fiable de la juste valeur d'un instrument financier.

Pour les swaps, la juste valeur des dérivés est déterminée sur la base des flux contractuels actualisés.

La juste valeur des emprunts est déterminée en actualisant les flux contractuels aux taux d'intérêts du marché.

La juste valeur des dettes fournisseurs, des créances clients correspond à la valeur comptable indiquée au bilan, l'effet de l'actualisation des flux futurs de trésorerie n'étant pas significatif.

31/12/2010	Niveaux	Valeur comptable	Juste valeur par résultat	Juste valeur par capitaux propres	Actif disponible à la vente	Prêts et créances	Dettes au coût amorti
Actifs financiers Actifs financiers non courants Créances clients Autres actifs courants Autres actifs financiers courants Equivalents de trésorerie	2 1	23 735 42 299 37 350 0 81 067	250 81 067			23 485 42 299 37 350 0
Trésorerie Actifs financiers disponibles à la vente	1	25 550	25 550
Total actifs financiers		210 001	106 867	0	0	103 134	0
Passifs financiers Dettes financières non courantes Dettes financières courantes Dettes fournisseurs Autres passifs financiers courants Instruments financiers dérivés	1	562 286 75 583 74 995 36 162 12 060	12 060				562 286 75 583 74 995 36 162
Total passifs financiers		761 086	12 060	0	0	0	749 026

L'analyse des instruments financiers par catégorie s'établit comme suit :

31/12/2009	Niveaux	Valeur comptable	Juste valeur par résultat	Juste valeur par capitaux propres	Actif disponible à la vente	Prêts et créances	Dettes au coût amorti

Actifs financiers
Actifs financiers non courants	2	27 767	4 919			22 848
Créances clients		20 551				20 551
Autres actifs courants		20 254				20 254
Autres actifs financiers courants		20 922	20 922			0
Equivalents de trésorerie	1	91 444	91 444
Trésorerie	1	11 408	11 408
Actifs financiers disponibles à la vente
Total actifs financiers		192 346	128 693	0	0	63 653	0

Passifs financiers
Dettes financières non courantes		481 745					481 745
Dettes financières courantes		81 033					81 033
Dettes fournisseurs		58 813					58 813
Autres passifs financiers courants		43 362					43 362
Instruments financiers dérivés	1	12 309	5 255	7 054
Total passifs financiers		677 262	5 255	7 054	0	0	664 953

Les tableaux présentés ci-dessus indiquent conformément aux dispositions de l'amendement à IFRS 7 les actifs et passifs du Groupe qui sont évalués à la juste valeur selon leur mode d'évaluation.

Les niveaux de classification sont définis comme suit :

Niveau 1 : prix coté sur un marché actif ;
Niveau 2 : prix coté sur un marché actif pour un instrument similaire, ou autre technique d'évaluation basée sur des paramètres observables ;
Niveau 3 : technique d'évaluation incorporant des paramètres non observables.

31. Gestion des risques et du capital

31.1 Gestion des risques

Risques de taux

Seule la tranche A des lignes de financement mises en place dans le cadre du refinancement intervenu au cours du troisième trimestre 2008 était utilisée au 31 décembre 2009. Cette ligne de financement a fait l'objet de swaps (échange de taux variables contre taux fixes) à hauteur de 53,5 millions d'euros.

Pour les centrales CTM et CTBR-1 dont les financements par emprunt ou par crédit-bail ne sont pas à taux fixe, la variation des taux d'intérêt sur le financement est répercutée aux clients conformément aux dispositions contractuelles. Pour les autres centrales à l'exception de CTG-A qui bénéficie d'un financement à taux fixe, la variation des taux n'est pas répercutable au client. Ainsi, ces sociétés porteuses des contrats de financement ont mis en place des opérations de couverture adaptée sous forme de swap de taux variable contre taux fixe.

L'endettement du Groupe s'analyse comme suit :

En milliers d'euros	31/12/2010	31/12/2009
Emprunts et dettes financières : . Taux fixes . Taux variables Sous-total	75 408 562 461 637 869	131 802 430 976 562 778
Trésorerie et équivalents de trésorerie : . Trésorerie . Equivalents de trésorerie Sous-total	25 550 81 067 106 617	11 408 91 444 102 852
Endettement financier net	531 252	459 926

L'endettement financier net ressort à 531,3 millions d'euros au 31 décembre 2010 contre 459,9 millions d'euros au 31 décembre 2009.

Sensibilité des actifs et passifs financiers aux variations de taux d'intérêts

Après prise en compte de l'effet des couvertures de taux, l'impact financier d'une hausse de 1% des taux d'intérêt serait ainsi de 1,8 millions d'euros. Le rapport entre ce montant et le montant total des frais financiers de l'année écoulée (18,3 millions d'euros) est de 9,8%. Ce rapport indique l'impact sur les charges financières du Groupe de l'évolution des taux :

sur les actifs et passifs financiers à taux variables ;
sur les actifs et passifs financiers à taux fixes dont l'échéance est à moins d'un an.

L'augmentation des charges est par ailleurs répercutée pour partie aux clients tel que cela est prévu dans les contrats de vente d'électricité pour le secteur Thermique.

Risques de change

Les opérations du Groupe sont réalisées principalement en euros à l'exception :

des achats de charbon des filiales libellés en dollars US, les prix de vente aux clients tenant compte en particulier de l'évolution de change,
de l'activité des sociétés dans lesquelles SECHILIENNE-SIDEC détient des participations minoritaires à l'Ile Maurice. Les comptes de ces sociétés sont établis en roupies mauriciennes. Le risque de change résulte principalement :
de l'impact de la variation de change sur la valeur globale de la mise en équivalence (comptabilisée directement en capitaux propres) ;
de la revalorisation des dettes financières, celles-ci étant dans certains cas libellées en euros ;
de l'indexation partielle des contrats de vente d'électricité sur l'euro ;
par ailleurs, le Groupe a reconnu des dérivés incorporés de change EUR/MUR relatifs aux contrats de vente d'électricité.

La Société n'utilise pas d'autres instruments financiers de couverture de change.

Au 31 décembre 2010, les risques de change s'analysent comme suit :

En milliers d'euros	Valeur en euros des actifs en Roupies Mauriciennes
	31/12/2010	31/12/2009

Actifs	25 189	25 216
Passifs	-691	-545
Position nette avant gestion	24 498	24 671
Position hors-bilan	0	0
Position nette après gestion	24 498	24 671

Ces positions nettes font l'objet d'une couverture d'investissement net à l'étranger tel que décrit en note 6.

Risques de contrepartie

Compte tenu de la qualité des signataires des contrats, notamment dans les filiales, le risque de contrepartie lié aux comptes clients est non significatif, le bilan ne présente aucune créance client échue au 31/12/2010. Le Groupe n'a par ailleurs pas de dépendance spécifique à l'égard de ses fournisseurs.

S'agissant des placements et des emprunts, le Groupe ne traite qu'avec des établissements financiers de premier rang.

Risques de liquidité

Le Groupe assure un suivi régulier de sa liquidité et dispose de ressources lui permettant de faire face à d'éventuelles obligations financières significatives.

La position de liquidité se décompose comme suit :

(en milliers d'euros)	31/12/2010	31/12/2009
Autres actifs financiers courants	81 067	91 444
Banque Lignes de crédit non utilisées	25 550 0	11 408 35 000
Position de liquidité	106 617	137 852

Risques juridiques, industriels et environnementaux

Les risques juridiques généraux encourus du fait de l'activité, les risques industriels et environnementaux ainsi que les risques liés à la localisation des actifs sont présentés dans la partie Facteurs de risque du rapport de gestion joint aux présents états financiers.

Risques liés aux évolutions règlementaires

Le secteur de l'industrie de la production électrique est très règlementé et fortement contractualisé. Des évolutions règlementaires (y compris fiscales) rendant moins attractifs certains investissements pourraient affecter le développement de la Société.

31.2 Gestion du capital

L'objectif principal du Groupe est d'assurer le maintien d'une bonne notation du risque de crédit propre et des ratios sur capital sains, de manière à faciliter son activité et maximiser la valeur pour les actionnaires.

Le Groupe gère son capital en utilisant un ratio, égal à la dette nette hors financement de projets sans recours et préfinancement de nouvelles unités divisé par le montant des capitaux propres consolidés.

La politique du Groupe est de maintenir ce ratio inférieur à 1 et de veiller à satisfaire de manière optimale les objectifs de rendement des titres de la Société, de maintien de ratios bilanciels sécurisants et de capacité à financer des programmes de développement ambitieux en s'adaptant à la plus ou moins grande facilité d'obtention de ressources d'emprunt selon la période.

Les capitaux propres incluent la part du Groupe dans le capital, ainsi que les gains et pertes latents enregistrés directement en capitaux propres.

32. Engagements hors-bilan au 31 décembre 2010

32.1 Engagements hors bilan liés au financement

Engagements donnés

Engagements hors bilan donnés liés au financement	31/12/2010	31/12/2009
Garantie de valeur résiduelle	0	28 050
Engagements divers	11 637	772
Actifs donnés en garantie du remboursement des dettes	135 957	88 041
Garanties d'achévement des projets	21 200	12 553
TOTAL	168 794	129 416

Garanties de valeur résiduelle. Outre les dépôts de garantie en numéraire, la Société accorde souvent une garantie aux prêteurs aux termes des contrats de crédit-bail, garantissant qu'elle rachètera toute valeur résiduelle à l'échéance du financement, dans le cas où la société de projet concernée ne lèverait pas l'option de rachat. Celles-ci représentaient un total de 28 millions d'euros au 31 décembre 2009 et concernaient la valeur résiduelle de CTG dont l'option a été levée au cours de l'exercice 2010.

Par ailleurs, le Groupe investit dans les sociétés de projet par le biais d'une structure fiscale dans le but de bénéficier du traitement fiscal visé par les Articles 217 et 219 undecies du Code Général des impôts. Le Groupe exécute les obligations d'achat des actions restantes de l'entité ou des installations à l'expiration de la période de location.

Les engagements divers. Ces engagements portent sur les obligations d'apport de capital dans des sociétés de projet, les options de vente relatives aux parts des sociétés de projet au bénéfice des partenaires des projets, les obligations de couvrir les coûts de construction en cas de dépassements de budget, les engagements de continuer à détenir des participations et de fournir une assistance aux sociétés de projet ainsi que les promesses d'achat portant sur des contrats de crédit-bail.

Les actifs donnés en garantie du remboursement des dettes comprennent les nantissements d'autres actifs accordés aux prêteurs dans le cadre des financements de projet.

Au 31 décembre 2010, ils incluaient des garanties de paiement données au titre des contrats de prêts de Caraïbes Energie, de Kourou et de Matouri.

De plus, dans le cadre de certaines opérations de financement de projet, la société nantit également les créances EDF au profit des crédits-bailleurs et des prêteurs ainsi que les parts de ses filiales au profit des prêteurs. Dans le cadre de l'accord de prêt en deux tranches conclu en 2008 avec FINANCIERE OCEOR, Séchilienne-Sidec a nanti les actions de certaines de ses filiales (CTBR et CTG) au profit des prêteurs.

Les garanties de bonne fin sur l'achèvement des travaux

La Société émet au profit des prêteurs des garanties d'achèvement valables jusqu'à l'achèvement des projets aux termes desquelles elle est engagée à prendre toutes mesures nécessaires à la réalisation de l'achèvement en ce compris l'apport de fonds propres complémentaires et, dans l'hypothèse où l'achèvement ne pourrait être constaté, à rembourser la totalité des montants prêtés.

Engagements reçus

Engagements hors bilan reçus liés au financement	31/12/2010	31/12/2009
Lignes de crédit accordées	61 500	60 000

Au 31 décembre 2010, le Groupe bénéficiait d'engagements reçus de financement de projet et de panneaux pour un montant de 61.5 M€ non tiré contre 60M€ au 31 décembre 2009.

32.2 Engagements hors bilan liés aux activités opérationnelles

Engagements donnés

Engagements hors bilan donnés liés aux activités opérationnelles	31/12/2010	31/12/2009
Garanties au profit des fournisseurs	26 957	26 927
Engagement d'achats de matériel	52 200	79 200
Engagement d'achats sur contrat de crédit-bail	0	0
Contrats de location	44 371	42 072
TOTAL	123 527	148 198

Les garanties au profit des fournisseurs. Ces garanties constituent généralement des contregaranties de paiement accordées par le Groupe aux fournisseurs d'équipement à titre de garantie de paiement dans le cadre de contrats d'approvisionnement conclus par les filiales.

Au 31 décembre 2010, le total de ces garanties se montait à 27 millions d'euros, représentant notamment les contre-garanties accordées dans le cadre des contrats liés à Caraïbes Energie, Quantum Energia Italia et CCG.

Les engagements d'achat de matériel

Le contrat cadre du 6 juillet 2007 pour la fourniture de modules photovoltaïques avec la société First Solar stipule que First Solar s'oblige à livrer sur la période 2007-2012 un volume total défini et Sechilienne Sidec s'oblige à acheter, sur la même période, ce volume donné à des prix fixés.

Le Groupe a renégocié au premier semestre 2009 ce contrat avec First Solar matérialisé par un avenant. Cet avenant a eu pour effet de ramener l'engagement contractuel minimum de 171 millions d'euros à 101 M€ pour la période 2009-2012.

En 2011, de nouveaux avenants ont été conclus, qui ont ramené l'obligation d'achat de SECHILIENNE-SIDEC aux stricts besoins, représentant 10,85 MW et un engagement de 15 millions d'euros, nécessités par l'achèvement de la construction d'une ferme photovoltaïque et la construction de deux autres fermes photovoltaïques utilisant des modules FIRST SOLAR dans les DOM. Le contrat continue cependant de permettre l'accès direct aux modules FIRST SOLAR pour le Groupe. Au 31 décembre 2010, avant effet de cet avenant, l'engagement d'achat s'élevait à 52 millions d'euros contre 79 millions d'euros au 31 décembre 2009.

Les autres points du contrat tels que les garanties de durée de vie et de puissance, de collecte et de recyclage en fin de vie restent bien évidemment inchangés.

La mise en vigueur de cet avenant en juillet 2009 avec rétroactivité sur le deuxième trimestre 2009 pour ce qui concerne la variabilité des quantités, a déjà permis au Groupe d'optimiser ses stocks de modules.

Les engagements d'achat sur contrat de crédit-bail

Ils incluent les engagements pris par le Groupe d'acheter le bien à l'issue de la période de location. Aux 31 décembre 2010 et 2009, ils s'élevaient à 65,9M€ et portaient sur la centrale CTG-B. Cet engagement est inclus dans les dettes financières de crédit bail au passif du bilan et ne figure donc pas dans les tableaux présentés ci-dessus.

Les contrats de location

Il s'agit principalement de baux ou promesses de baux sous conditions suspensives conclues par Séchilienne-Sidec dans le cadre de son activité de développement de projets photovoltaïques ou éoliens. Ils lui confèrent en contrepartie la possibilité de construire des centrales de production d'électricité bénéficiant de contrats de longue durée.

Engagements reçus

Engagements hors bilan reçus liés aux activités opérationnelles	31/12/2010	31/12/2009
Quotas de CO2 attribués en Ktonnes	3 306	4 959
Engagements reçus d'achat d'électricité	non évalué	non évalué

Dans le cadre du second plan national d'allocation des quotas « PNAQ II », couvrant les périodes 2008 à 2012, le groupe a reçu un engagement d'attribution de quotas de CO2 au titre de l'exercice 2011 de 1 654 KTonnes. Pour l'exercice 2012, le Groupe a retenu le même volume de quotas de CO2 que celui octroyé pour l'exercice 2011.

Chaque fois qu'est construite une unité de production d'électricité, la société porteuse de projet et appelée à l'exploiter, conclut un contrat à long terme de fourniture d'électricité avec l'exploitant du réseau : EDF en France, le Central Electricity Board CEB à l'île Maurice. Le groupe bénéficie d'engagement d'achat pour de longues périodes allant à l'origine du contrat de 15 à 40 ans.

32.3 Engagements hors bilan liés aux variations de périmètre

Engagements donnés

Engagements hors bilan donnés liés au périmètre de consolidation	31/12/2010	31/12/2009
Obligations d'achats de participation	0	0
Garanties de passif	3 200	3 200
TOTAL	3 200	3 200

Dans le cadre de la cession d'activité, le Groupe a octroyé une garantie de passif pour un montant maximal de 3,2M€.

33. Parties liées

Les états financiers consolidés comprennent les états financiers de Séchilienne-Sidec S.A. et les filiales mentionnées dans la note 36.

Séchilienne-Sidec est la société mère du groupe. Les comptes de Séchilienne-Sidec sont intégrés par intégration globale dans les comptes consolidés de Financière Helios. Il n'existe pas de transactions entre Financière Helios et les sociétés du groupe Séchilienne-Sidec.

Les transactions réalisées avec les parties liées correspondent aux transactions réalisées avec les entreprises associées. Le tableau suivant fournit le montant de ces transactions au titre des exercices clos au 31 décembre 2010 et au 31 décembre 2009 :

Ventes /achats aux parties liées (en milliers d'euros)	Ventes aux parties liées	Achats auprès de parties liées	Créances sur les parties liées	Dettes envers les parties liées
2010 2009	1685 1463		1001 838

Termes et conditions des transactions avec les parties liées :

Les ventes et les achats avec les parties liées sont réalisés aux prix de marché. Les soldes en cours à la fin de l'exercice ne sont pas garantis, ne sont pas porteurs d'intérêts et les règlements se font en trésorerie. Il n'y a pas eu de garanties fournies ou reçues pour les créances et les dettes sur les parties liées.

Pour les exercices clos au 31 décembre 2010 et 2009, le Groupe n'a constitué aucune provision pour créances douteuses relative aux montants dus par les parties liées.

Rémunération des dirigeants clés du groupe ¹⁵

Les rémunérations des dirigeants clés du Groupe au titre des exercices 2010 et 2009 ont été les suivantes :

En milliers d'euros	2010	2009

Rémunérations	2 583	2 049
Régimes de retraite	0	0
Indemnités de départ	0	0
Jetons de présence	69	52
Paiements en actions	427	130

Total	3 079	2 232

Les bénéficiaires du plan d'actions de performance incluent deux administrateurs : Monsieur Nordine Hachemi, Président Directeur général, et Monsieur Xavier Lencou-Barême, administrateur et salarié.

Ainsi, Monsieur Nordine Hachemi est bénéficiaire :

de 145 136 actions réparties en deux tranches de 72 568 actions, attribuées par le Conseil d'administration du 28 juillet 2010 sous condition de réalisation de conditions de performance qui n'étaient pas satisfaites à la date d'établissement des comptes ;
de 30 000 options de souscription d'actions attribuées par délibération du Conseil d'Administration du 27 août 2010 et exerçables à compter du 28 août 2014.

¹⁵ Ajout document de référence : Tel que décrit en section 15.1 du document de référence, des indemnités de départ et de non concurrence sont susceptibles d'être versées à M. Nordine HACHEMI en cas de révocation ou de non-renouvellement de ses fonctions de Président Directeur Général ou de Directeur Général. Les indemnités de départ sont subordonnées à des conditions de performance.

De même, M. Xavier LENCOU-BAREME, en sa qualité de salarié, est bénéficiaire :

de 8 708 actions réparties en deux tranches de 4 354 actions, attribuées par le Conseil d'administration du 28 août 2009 sous condition de réalisation de conditions qui n'étaient pas satisfaites à la date d'établissement des comptes ;
de 3 000 options de souscription d'actions exerçables à compter du 28 août 2014 et attribuées par délibération du Conseil d'Administration du 27 août 2010.

34. Quotas d'émission de gaz

Les centrales bio-énergie du groupe Séchilienne-Sidec implantées dans les DOM figurent parmi les exploitations auxquelles sont affectées des quotas d'émission de gaz carbonique (CO2) pour les périodes 2005-2007 et 2008-2012.

Dans le cadre du second plan national d'allocation des quotas « PNAQ II », couvrant la période 2008- 2012, il a été attribué pour 2010 les quotas suivants à la Compagnie Thermique de Bois-Rouge (CTBR), la Compagnie Thermique de Gol (CTG), Compagnie de Cogénération du Gallion (CCG) et la Compagnie Thermique du Moule (CTM) :

En kTonnes	2010	2009
Soldes d'ouverture des quotas	290,0	(471,6)
Quotas attribués gratuitement	1 154,3	1 653,5
Quotas cédés	(234,5)
CO2 émis	(2 042,0)	(1 912,4)
Autres variations	38,7
Quotas de CO2 acquis	448,3	1 020,5
Soldes des quotas	(345,2)	290,0

Pour l'exercice clos au 31 décembre 2010, les déficits de quotas sont liés aux centrales CTG-B et CCG dont les quotas n'ont pas été obtenus au 31 décembre 2010. Ces quotas représentent un volume de 499.1 Ktonnes. Cette insuffisance de quotas pourra conduire le Groupe à devoir effectuer des achats complémentaires sur le marché. Ces derniers ont été provisionnés dans les comptes présentés.

35. Evénements postérieurs à la clôture

En janvier et février 2011, quelques mouvements de grèves perlées sont intervenus dans les centrales thermiques du Groupe à la Réunion et à la Guadeloupe, suite aux revendications des salariés IEG que leur soient appliquées les indemnités des fonctionnaires.

Les primes fixes de CTBR-1 et CTG-A se sont vu appliquer les baisses prévues au contrat à partir du 01/01/2011, soit l'équivalent de 9 M€ en moins par an pour les deux centrales.

La centrale de Caraïbes Energie, en phase probatoire depuis janvier 2011, a été mise en service industriel en mars 2011.

Dans le photovoltaïque, le Groupe a lancé la construction de deux grosses centrales plain-champ à la Réunion (Bethléem – 5,3 MW) et en Guyane (Matoury – 4,0 MW). Le chantier de Kourou (12 MW) s'est par ailleurs poursuivi à un rythme très rapide pour raccordement de la centrale avant la fin du premier trimestre 2011.

Le 8 janvier 2011, le Groupe a conclu un avenant final avec le fournisseur de panneaux photovoltaïques FIRST SOLAR qui le libère entièrement de ses engagements contractuels envers ce fournisseur en les limitant à l'enlèvement des panneaux, déjà payés, assurant l'alimentation en panneaux des centrales de Kourou, Bethleem et Matoury. La possibilité d'accès aux panneaux FIRST SOLAR est cependant maintenue.

Le 4 mars 2011 sont intervenues, les dispositions réglementaires substituant en France, pour les projets photovoltaïques sur bâtiments d'une puissance unitaire supérieure à 100 kW et pour les parcs photovoltaïques au sol, un régime d'appel d'offres au régime de tarifs d'achat (sauf à relever d'un tarif d'achat dérisoire n'ayant pas vocation à rentabiliser ces projets).

36. Périmètre de consolidation¹⁶

Les variations de périmètre de l'exercice 2010 portent principalement sur les sociétés Caraïbes Energie Production et Compagnie Industrielle des Cendres et Mâchefers.

¹⁶ Ajout document de référence : les pourcentages de contrôle sont équivalents aux pourcentages d'intérêts.

Sociétés intégrées globalement ou proportionnellement	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2010	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2009
Séchilienne Sidec	Mère	Mère
- A La Réunion
. Plexus-Sol	95,02%	95,02%
. Société de Conversion d'Energie (SCE)	95,02%	95,02%
. Compagnie Thermique de Bois Rouge (CTBR)	99,99%	99,99%
. Exploitation Maintenance Services (EMS, filiale de CTBR)	99,97%	99,97%
. Compagnie Thermique du Gol (CTG)	64,62%	64,62%
. Sud Thermique Production (STP, filiale de CTG)	64,56%	64,56%
. Compagnie Industrielle des Cendres et Mâchefers (CICM)	-	51,00%
. Power Alliance	50,00%	50,00%
- A l'île Maurice
. Compagnie Thermique de Bellevue Management (CTBVM)	62,00%	62,00%
- En Guadeloupe
. Compagnie Thermique du Moule (CTM)	99,99%	99,99%
. Caraïbes Thermique Production (CTP)	99,94%	99,94%
. Caraïbes Energie (CE)	100,00%	100,00%
. Recyclage Cendres Mâchefers Industries (RCM Industries)	99,99%	99,99%
. Marie Galante Energie (MGE)	65,00%	65,00%
. Quantum Caraïbes (QC)	50,00%	50,00%
. Energie pole Quantum	50,00%	50,00%
. Caraïbes Energies Production (CEP)	100,00%	-
- En Guyane
. Quantum Energie Guyane (QEG)	100,00%	100,00%
- En Martinique
. Compagnie Cogénération du Gallion (CCG)	80,00%	80,00%
. Quantum Energie Antilles (QEA)	80,00%	80,00%
. Quantum Energie Habitat (QEH)	80,00%	80,00%
. SAS Quantum Enregie Lasalle	80,00%	80,00%
- A Mayotte
. Société de Conversion d'Energie Mayotte (SCEM)	95,02%	95,02%

Sociétés intégrées globalement ou proportionnellement	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2010	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2009
- En Espagne
. Sun Devlopers 2 (SD 2)	100,00%	100,00%
. Sun Devloper 3 (SD 3)	100,00%	100,00%
. Sun Devlopers 15 (SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Devloper 16 (SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Devloper 17 (SD 17)	100,00%	100,00%
. Sun Devloper 18 (SD 18)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 1 (SO 1, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 2 (SO 2, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 3 (SO 3, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 4 (SO 4, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 5 (SO 5, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 6 (SO 6, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 7 (SO 7, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 8 (SO 8, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 9 (SO 9, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 10 (SO 10, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 11 (SO 11, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 12 (SO 12, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 13 (SO 13, filiale de SD 15)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 14 (SO 14, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 15 (SO 15, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 16 (SO 16, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 17 (SO 17, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 18 (SO 18, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 19 (SO 19, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 20 (SO 20, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 21 (SO 21, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 22 (SO 22, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
. Sun Orgiva 23 (SO 23, filiale de SD 16)	100,00%	100,00%
- En Italie
. Quantum Energia Italia (QEI)	100,00%	100,00%
. Quantum 2008A (filiale de QEI)	100,00%	100,00%

Sociétés intégrées globalement ou proportionnellement	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2010	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2009
- En France métopolitaine
. Eoliennes de Lirac	100,00%	100,00%
. Eoliennes de la Carnoye	100,00%	100,00%
. Eoliennes de Clamanges et de Villeseneux	100,00%	100,00%
. Eoliennes des Quatre-vents	100,00%	100,00%
. Eoliennes de Marne et Moselle	100,00%	100,00%
. (filiale de Elioenne des Quatres-vents)
. Eoliennes des crêtes Heninel	100,00%	100,00%
. (filiale de Eolienne des Quatres-vents)
. Eoliennes de Clanlieu	100,00%	100,00%
. Eoliennes de La Porte de France	100,00%	100,00%
. Eoliennes de Plouigneau	50,00%	50,00%
. Quantum Energie France	100,00%	100,00%
. Quantum Energie Pierrelatte	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Marsillargues	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Fabrègues	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Servian	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Granade	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Le Gua	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Mondragon	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie SMDC	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Maumusson	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Saint-Gemme	100,00%	100,00%
. SAS Quantum Energie Breuillet	100,00%	100,00%
Sociétés mises en équivalence	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2010	Pourcentage d'intérêts au 31/12/2009

- A l'île Maurice . Compagnie Thermique de Bellevue (CTBV)	27,00%	27,00%
. Compagnie Thermique Du Sud (CTDS)	25,00%	25,00%
. Compagnie Thermique de Savannah (CTS)	25,00%	25,00%

- A la Guadeloupe
. Elect'Sécurité	30,00%	30,00%

- A La Réunion
. Compagnie Industrielle des Cendres et Mâchefers (CICM)	34,00%	-

Seules les sociétés Power Alliance, Quantum Caraïbes et Energie Pôle Quantum sont consolidées en intégration proportionnelle.

20.1.7 Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolides au 31 décembre 2010

PricewaterhouseCoopers Audit 63 rue de Villiers 92208 Neuilly-sur-Seine cedex

MAZARS Tour Exaltis – 61, rue Henri Regnault 92400 Courbevoie

RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES CONSOLIDES

(Exercice clos le 31 décembre 2010)

Aux Actionnaires SECHILIENNE-SIDEC SA 22, place des Vosges Immeuble Le Monge - La Défense 5 92400 Courbevoie

Mesdames, Messieurs,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée générale, nous vous présentons notre rapport relatif à l'exercice clos le 31 décembre 2010, sur :

le contrôle des comptes consolidés de la société Séchilienne-Sidec, tels qu'ils sont joints au présent rapport ;
la justification de nos appréciations ;
la vérification spécifique prévue par la loi.

Les comptes consolidés ont été arrêtés par le Conseil d'administration. Il nous appartient, sur la base de notre audit, d'exprimer une opinion sur ces comptes.

I. OPINION SUR LES COMPTES CONSOLIDES

Nous avons effectué notre audit selon les normes d'exercice professionnel applicables en France ; ces normes requièrent la mise en œuvre de diligences permettant d'obtenir l'assurance raisonnable que les comptes consolidés ne comportent pas d'anomalies significatives. Un audit consiste à vérifier, par sondages ou au moyen d'autres méthodes de sélection, les éléments justifiant des montants et informations figurant dans les comptes consolidés. Il consiste également à apprécier les principes comptables suivis, les estimations significatives retenues et la présentation d'ensemble des comptes. Nous estimons que les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion.

Nous certifions que les comptes consolidés de l'exercice sont, au regard du référentiel IFRS tel qu'adopté dans l'Union européenne, réguliers et sincères et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière, ainsi que du résultat de l'ensemble constitué par les personnes et entités comprises dans la consolidation.

II. JUSTIFICATION DES APPRECIATIONS

En application des dispositions de l'article L.823-9 du Code de commerce relatives à la justification de nos appréciations, nous portons à votre connaissance les éléments suivants :

La note 2.7 de l'annexe aux états financiers expose les méthodes comptables relatives aux contrats de location. Dans le cadre de notre appréciation des principes comptables suivis par votre société, nous avons vérifié le caractère approprié des méthodes retenues et les modalités de qualification et de traitement des contrats de location.
Les notes 2.16 et 2.21 de l'annexe aux états financiers exposent les méthodes comptables relatives à la comptabilisation de l'impôt sur les sociétés et à certaines opérations bénéficiant de régimes fiscaux particuliers. Dans le cadre de notre appréciation des principes comptables suivis par votre société, nous avons vérifié le caractère approprié des méthodes comptables utilisées et nous nous sommes assurés de leur correcte application.

Les appréciations ainsi portées s'inscrivent dans le cadre de notre démarche d'audit des comptes consolidés, pris dans leur ensemble, et ont donc contribué à la formation de notre opinion exprimée dans la première partie de ce rapport.

III. VERIFICATION SPECIFIQUE

Nous avons également procédé, conformément aux normes d'exercice professionnel applicables en France, à la vérification spécifique prévue par la loi des informations données dans le rapport sur la gestion du groupe.

Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes consolidés.

Fait à Neuilly-sur-Seine et Courbevoie, le 28 avril 2011

Les Commissaires aux comptes

PricewaterhouseCoopers Audit Mazars

Jean-Christophe Georghiou Manuela Baudoin-Revert

20.2	COMPTES SOCIAUX AU 31 DECEMBRE 2010

NET NET 31/12/2010 31/12/2009 . PRODUITS D'EXPLOITATION Ventes de centrales Photovoltaiques 12 350 056 0 Ventes prestations 15 503 043 11 658 246 Ventes de marchandises 41 606 732 24 592 078 Autres produits des activités annexes 1 470 948 0 MONTANT NET DU CHIFFRE D'AFFAIRES 70 930 779 36 250 323 Variation des en cours de production 517 315 267 375 Reprises sur provisions 0 2 817 892 Autres produits 392 221 461 822 TOTAL DES PRODUITS D'EXPLOITATION 71 840 314 39 797 412 . CHARGES D'EXPLOITATION Achats de matières premières 8 644 164 0 Variation de stocks matières premières 0 0 Achats de marchandises 36 584 536 28 919 366 Variation de stocks de marchandises -1 684 086 -6 631 267 Autres approvisionnements 49 531 45 283 Assurances 201 819 202 267 Honoraires 1 877 859 3 231 351 Autres charges externes 3 278 717 2 631 033 Frais services bancaires et assimilés 830 663 181 948 Impôts et taxes 668 375 506 199 Salaires et charges sociales 10 709 498 11 060 705 Dotations aux amortissements 150 790 125 130 Dotations aux provisions 168 045 288 946 TOTAL CHARGES D'EXPLOITATION 61 479 913 40 560 961 RESULTAT D'EXPLOITATION 10 360 402 -763 549 . PRODUITS FINANCIERS Autres intérêts et produits assimilés 592 277 1 292 916 Produits de participations 22 056 612 31 459 831 Produits de cession de valeurs mobilières 121 811 260 636 Reprise sur provisions 0 156 125 TOTAL DES PRODUITS FINANCIERS 22 770 700 33 169 508 . CHARGES FINANCIERES Intérêts sur emprunts à long et moyen terme 2 862 174 3 403 205 Intérêts sur emprunts à court terme 288 217 659 603 Autres charges financières 46 440 7 951 Dotations aux provisions 760 000 0 TOTAL DES CHARGES FINANCIERES 3 956 831 4 070 758 RESULTAT FINANCIER 18 813 869 29 098 750 RESULTAT COURANT AVANT IMPOTS 29 174 271 28 335 201 . PRODUITS EXCEPTIONNELS Produits cessions immob.corporellles 0 11 700 Produits cessions immob.financières 377 439 0 Divers 0 258 414 Reprises sur provisions 0 1 400 000 TOTAL DES PRODUITS EXCEPTIONNELS 377 439 1 670 114 . CHARGES EXCEPTIONNELLES Valeur comptable des immob.corporelles cédées 0 4 615 Valeur comptable des immob.financières cédées 156 368 0 Dotation aux amortissements charges exceptionnelles 0 0 Dotation aux provisions pour charges 0 0 Diverses 332 0 TOTAL CHARGES EXCEPTIONNELLES 156 700 4 615 RESULTAT EXCEPTIONNEL 220 739 1 665 498 Participation des salariés aux résultats 283 453 275 700 BENEFICE AVANT IMPOTS 29 111 557 29 724 999 IMPOTS SUR LES SOCIETES 2 572 421 -1 726 778 TOTAL PRODUITS 94 988 453 74 637 034 TOTAL CHARGES 68 449 317 43 185 257 BENEFICE NET 26 539 136 31 451 777 en EUR

20.2.1 Compte de résultat social au 31 décembre 2010

20.2.2 Bilan social au 31 décembre 2010

ACTIF	MONTANT BRUT AU 31/12/2010	AMORTISSEMENTS ET PROVISIONS	MONTANT NET AU 31/12/2010	MONTANT NET AU 31/12/2009
Actif immobilisé
. Complexes industriels spécialisés . Autres immobilisations . Immobilisations en cours IMMOBILISATIONS CORPORELLES . Titres de participation . Autres immobilisations financières IMMOBILISATIONS FINANCIERES	1 382 583 1 485 961 275 858 3 144 402 195 512 534 7 307 099 202 819 633	1 382 583 501 879 1 884 462 780 000 320 000 1 100 000	0 984 082 275 858 1 259 940 194 732 534 6 987 099 201 719 633	0 1 075 314 1 075 314 191 256 447 7 282 567 198 539 014

TOTAL 1 Actif circulant	205 964 035	2 984 463	202 979 572	199 614 328
. Stocks et en-cours	12 114 211	0	12 114 211	9 912 810
. Créances clients et cptes rattachés . Autres créances . Valeurs mobilières de placement . Banques VALEURS RÉALISABLES A COURT TERME OU DISPONIBLES	17 430 434 49 708 210 63 440 282 19 549 646 150 128 573	0	17 430 434 49 708 210 63 440 282 19 549 646 150 128 573	19 081 734 36 067 928 85 771 670 5 465 326 146 386 657
CHARGES CONSTATEES D'AVANCE	191 629		191 629	138 849
TOTAL 2	162 434 414	0	162 434 414	156 438 317
CHARGES A REPARTIR SUR PLUSIEURS EXERCICES	0		0	0
TOTAL 3	0	0	0	0
TOTAL GENERAL ( 1+2+3 )	368 398 448	2 984 463	365 413 985	356 052 645

PASSIF	NET AU 31/12/2010	NET AU 31/12/2009
Capitaux propres
. CAPITAL	1 095 196	1 095 003
. Prime d'émission	14 886 678	14 782 371
. Prime de fusion	34 985	34 985
. Réserve spéciale réévaluation	2 769	2 769
. Réserve légale	109 500	107 085
. Réserve pour reconversion des actions amorties	770	770
. Réserve générale	929 939	929 939
. Autres réserves	15 905 290	15 905 290
. Report à nouveau	52 398 743	40 862 033
. RESULTAT DE L'EXERCICE (Bénéfice)	26 539 136	31 451 777
. Provisions règlementées	133 869	133 869
TOTAL 1	112 036 875	105 305 892
Provisions
PROVISIONS POUR RISQUES ET CHARGES	1 422 784	1 254 738
TOTAL 2	1 422 784	1 254 738
Dettes
EMPRUNTS ET DETTES ASSIMILEES	102 509 011	76 510 632
DETTES FOURNISSEURS ET COMPTES RATTACHES	2 265 675	2 837 380
DETTES FISCALES ET SOCIALES	9 880 532	7 474 929
DETTES SUR IMMOBILISATIONS ET COMPTES RATTACHES	17 390 766	13 839 748
AUTRES DETTES	101 577 917	139 420 132
PRODUITS CONSTATES D'AVANCE	18 330 426	9 409 194
TOTAL 3	251 954 326	249 492 015

TOTAL GENERAL (1+2+3)	365 413 985	356 052 645

20.2.3 Annexes au bilan et au compte de résultat au 31 décembre 2010

I FAITS CARACTERISTIQUES DE L'EXERCICE

Evolution du financement du groupe :

a) Activités courantes des installations en exploitation

Ces structures bénéficient de contrats d'achat de très longue durée conclus avec EDF en France, le Central Electricity Board à l'île Maurice, Endesa Sevillana en Espagne, et GSE (Gestionnaire du Système Electrique) en Italie.

b) Financement des projets en cours de construction et en développement

Des nouveaux financements ont été mis en place au cours de l'année, à hauteur de 118 millions d'euros :

Thermique : 40 millions d'euros complémentaires (Caraïbes Energie, CTG-A)
Photovoltaïque : 38 millions d'euros (centrales plain-champ de Lassalle, Fabrègues, Matoury et diverses toitures)
Eolien : 20 millions d'euros (Porte de France et Héninel en cours de construction)
Auxquels s'ajoutent 20 millions d'euros obtenus pour financer le stock de panneaux photovoltaïques du Groupe (non utilisé à ce jour)

c) Engagements d'achats

Ce contrat a fait l'objet à fin 2010 de deux avenants qui ont permis une diminution significative des engagements (passés de 189 M€ au 31 décembre 2008 à 52 M€ au 31 décembre 2010) et une plus grande souplesse sur les calendriers de livraison, limitant ainsi le risque de stockage ou le recours à la cession à des tiers des panneaux achetés.

II PRINCIPES, REGLES ET METHODES COMPTABLES

Les comptes annuels de la société Séchilienne-Sidec S.A. sont établis conformément aux dispositions légales et réglementaires françaises, et notamment celles du Plan Comptable Général et du Code de Commerce.

1 Immobilisations incorporelles et corporelles

Les immobilisations incorporelles et corporelles sont comptabilisées à leur coût d'acquisition. Celles-ci correspondent aux agencements, installations, au matériel de transport, au mobilier et au matériel de bureau et aux matériels et logiciels informatiques.

Les amortissements correspondants sont calculés selon le mode linéaire en fonction de la durée de vie estimée du bien.

Logiciels : 2 ans
Matériels informatiques : 3 ans
Autres immobilisations corporelles : 5 ans

Le cas échéant une provision pour dépréciation est constituée en cas d'amoindrissement de la valeur d'utilité des immobilisations incorporelles et corporelles, par rapport à leur valeur historique.

2 Immobilisations financières

Les immobilisations financières sont enregistrées pour leur valeur d'acquisition à la date d'entrée. Concernant les titres de participation, ceux-ci sont évalués au coût d'acquisition et ramenés à leur valeur d'utilité, lorsque cette dernière est inférieure au coût d'acquisition. La valeur d'utilité est appréciée principalement par rapport à la quote-part des capitaux propres des sociétés concernées, corrigée le cas échéant des plus values latentes et de leur capacité bénéficiaire immédiate ou à terme.

3 Stocks

Les stocks sont valorisés au coût d'achat. Si la valeur de réalisation nette estimée des stocks est inférieure au coût d'achat, une dépréciation est comptabilisée.

4 Créances

Les créances sont valorisées à leur valeur nominale. Une dépréciation est pratiquée lorsque la valeur d'inventaire est inférieure à la valeur comptable.

5 Valeurs mobilières de placement

Les valeurs mobilières de placement sont valorisées selon la méthode du coût moyen pondéré. Une provision pour dépréciation est pratiquée lorsque la valeur boursière de ces titres ou à défaut leur valeur probable de négociation est inférieure à leur coût d'acquisition.

6 Instruments financiers

La société couvre le risque de taux (emprunts à taux variable) par des contrats d'échange. Les charges d'intérêts sur emprunts et le net de l'opération du swap sont enregistrées en charges financières.

7 Provisions pour risques et charges

Des provisions sont comptabilisées lorsque :

la société a une obligation actuelle résultant d'un événement passé,
il est probable qu'une sortie de ressources représentative d'avantages économiques sera nécessaire pour éteindre l'obligation,
le montant de l'obligation peut être estimé de manière fiable.

8 Engagements en matière de pensions et retraites

Les charges correspondant aux engagements de la société en matière d'indemnités de départ à la retraite ont été provisionnées.

Par ailleurs, deux régimes de retraite sur-complémentaire ont été mis en place en 2004 : un régime à cotisations définies pour un effectif de 60 personnes au 31/12/2010, complété d'un régime à prestations définies pour les personnes ayant une ancienneté antérieure au 1er janvier 1983.

Les charges relatives aux régimes à cotisations définies sont comptabilisées immédiatement en charges.

Les charges relatives aux régimes des indemnités de départ en retraite et aux régimes à prestations définies sont provisionnées en utilisant la méthode des unités de crédit projetées, et en appliquant un prorata à l'ancienneté.

Les calculs actuariels prennent principalement en compte des hypothèses d'augmentation de salaires, de taux de rotation du personnel, de date de départ à la retraite, d'évolution prévisible de la rémunération et de l'espérance de vie, d'inflation, ainsi qu'un taux d'actualisation approprié. (Voir notes sur bilan point 7)

9 Intégration fiscale

SECHILIENNE-SIDEC et ses filiales CTBR et CTM ont conclu respectivement le 31 mars 2005 et le 22 avril 2009 une convention d'intégration fiscale renouvelable par tacite reconduction qui prévoit que « l'application des règles de cette convention n'entraînera pour chaque société intégrée, aucune charge d'impôt supérieure à celle qu'elle aurait supportée en l'absence d'intégration ». - En l'absence de renouvellement de la convention ou en cas de sortie de la filiale du Groupe intégré avant l'échéance de la convention et quelle que soit la cause de la sortie, la société intégrée sortante sera indemnisée par la tête de Groupe de tous les surcoûts fiscaux dont son appartenance au groupe aura été la cause.

En conséquence et conformément à l'avis 2005-G du 12 octobre 2005 du Conseil National de la Comptabilité, une provision doit être constituée dès que la restitution de l'économie en trésorerie (paiement direct ou inscription en compte courant) est probable. Par ailleurs, les économies liées au déficit de la maison mère sont immédiatement comptabilisées en résultat.

III NOTES SUR LE BILAN ET LE COMPTE DE RESULTAT

NATURE En milliers d'euros	Valeurs brutes au 31/12/2009	Entrées 2010	Sorties 2010	Valeurs brutes au 31/12/2010
Complexes industriels spécialisés	1 383	0	0	1 383
Autres immobilisations	1 426	60	0	1 486
Immobilisations en cours	0	276	0	276
TOTAL	2 809	336	0	3 145

NATURE En milliers d'euros	Amortissements au 31/12/2009	Dotations 2010	Reprises 2010	Amortissements au 31/12/2010
Complexes industriels spécialisés	1 383	0	0	1 383
Autres immobilisations	351	151	0	502
TOTAL	1 734	151	0	1 885

1 Immobilisations incorporelles et corporelles

2 Immobilisations financières

NATURE En milliers d'euros	Valeurs brutes au 31/12/2009	Augmentations 2010	Diminutions 2010	Valeurs brutes au 31/12/2010
Participations	191 596	4 072	156	195 512
Autres immobilisations financières	7 283	69	45	7 307
TOTAL	198 879	4 141	201	202 819

NATURE En milliers d'euros	Dépréciations au 31/12/2009	Augmentations 2010	Diminutions 2010	Dépréciations au 31/12/2010
Dépréciation des titres de participation Dépréciation des autres	340	440	0	780
immobilisations financières	0	320	0	320
TOTAL	340	760	0	1 100

a) Titres de participations

L'augmentation des titres de participations résulte principalement de :

L'augmentation du capital de QUANTUM ENERGIE PIERRELATTE pour 3 796 milliers d'euros.
La création et la souscription au capital de QUANTUM ENERGIE SOUSTONS à hauteur de 100 % pour 40 milliers d'euros.
La création et la souscription au capital de SCE B à hauteur de 50% pour 20 milliers d'euros.
L'acquisition de 100% de la société MTPF, pour 216 milliers d'euros, dont la dénomination a été changée en QUANTUM ENERGIE MATOURY.

La diminution du poste Participations, représente pour 156 milliers d'euros la valeur comptable de 17% de notre participation dans la société CICM, cédés pour un prix de 377 milliers d'euros.

Une provision sur titres de participation de société de projets a été constituée au 31/12/2010 pour 440 milliers d'euros.

b) Autres immobilisations financières

L'augmentation des autres immobilisations financières résulte principalement de :

La capitalisation d'intérêts acquis en 2010 pour 46 milliers d'euros sur le gage espèce initial de 4 573 milliers d'euros (le portant à 6 819 milliers d'euros au 31/12/10) constitué dans le cadre du financement par le GIE bancaire FLEUR DE CANNES de la centrale COMPAGNIE THERMIQUE DU MOULE.
Inversement, des dépôts non récupérables ont été passés en charge, pour 40 milliers d'euros et d'autres dépôts dont la récupération n'est pas certaine au 31/12/2010, provisionnés à hauteur de 320 milliers d'euros.

3 Stocks

Au 31 décembre 2010 le stock est essentiellement composé de panneaux photovoltaïques pour 11 326 milliers d'euros.

La Société n'a pas de dépréciation de stocks au 31/12/2010.

4 Echéances des créances

En milliers d'euros	Montant Brut	A moins d'un an	A plus d'un an
ACTIF IMMOBILISE
Prêts	110	6	104
Autres immobilisations financières	7 197		7 197
ACTIF CIRCULANT
Créances clients et comptes rattachés	17 135	17 135
Autres créances et débiteurs divers	7 595	7 595
Etat TVA – IS	2 440	2 440
Comptes courants filiales	37 701	37 701
Produits à recevoir	89	89
Créance sur intégration fiscale	1 883	1 883
TOTAL	74 150	66 849	7 301

5 Détail des produits à recevoir

- Factures à établir :	1 756 milliers d'euros
- TVA sur factures non parvenues :	497 milliers d'euros
- Produits à recevoir provisionnés :	89 milliers d'euros

6 Capitaux propres

En milliers d'euros	au 31/12/2009	Augmentations	Diminutions	au 31/12/2010
Capital	1 095			1 095
Prime d'émission	14 782	105		14 887
Prime de fusion	35			35
Réserve légale réévaluation	3			3
Réserve légale	107	2		109
Réserve pour reconversion des actions amorties	1			1
Réserve générale	930			930
Autres réserves	15 905			15 905
Report à nouveau	40 862	11 537		52 399
Résultat de l'exercice	31 452	27 033	31 452	27 033
Provisions réglementées	134			134
TOTAL	105 306	38 678	31 452	112 531

Au 31 décembre 2010, le capital est composé de 28 446 645 actions d'une valeur nominale de 0,0385 € entièrement libérées et détenu à hauteur de 37,20 % par Financière Hélios, et 42.60 % par Financière Hélios et ses associés Apax France VI et Altamir Amboise.

Affectation du résultat 2009

Conformément aux décisions de l'Assemblée Générale Ordinaire du 18 mai 2010, le résultat de l'exercice 2009 a été affecté de la façon suivante :

Dotation à la réserve légale : 2 milliers euros
Dividendes distribués : 19 913 milliers euros
Report à nouveau : 11 537 milliers euros

L'Assemblée Générale Ordinaire a fixé le montant du dividende au titre de l'exercice 2009 à 0,70 euros par action.

7 Provisions pour risques et charges

En milliers d'euros	Solde au 31/12/2009	Dotation de l'exercice	Solde au 31/12/09
Indemnités de départ à la retraite	417	114	531
Régime retraite à prestations définies	0	55	55
Autres	837		837
TOTAL	1254	169	1 423

Indemnités de départ en retraite

Le montant des indemnités de départ à la retraite est évalué au 31/12/2010 à 531 milliers d'euros. Ces charges d'I.D.R. ont été évaluées pour un effectif de 56 personnes, sur la base de la convention collective appliquée au personnel de la société. Les principales hypothèses retenues sont les suivantes :

Table de mortalité (table INSEE),
Rotation du personnel : âgé de moins de 46 ans 2,5 %, et aucune rotation pour les salariés de plus de 46 ans,
Augmentation des salaires de 3 % par an,
Taux d'actualisation de 5%.

Régime à prestations définies

Au titre de la mise en place sur 2004 d'un régime de retraite à prestations définies, pour les salariés cadres ayant une ancienneté antérieure à 1983. Pour ce régime, une charge de 923 milliers d'euros a été enregistrée et payée sur l'exercice, et 55 milliers d'euros provisionnés au 31/12/2010.

Autres

Les autres provisions qui couvrent essentiellement des risques industriels sont de 837 milliers d'euros au 31/12/2010.

8 Emprunts et dettes auprès des établissements de crédit

a) Le Groupe a, en juillet 2008, procédé au refinancement de la totalité de ses emprunts.

Pour ce faire, un accord de financement d'une durée de 7 ans portant sur un montant global de 100 millions d'Euros a été conclu le 14 février 2008 avec FINANCIERE OCEOR devenu depuis BPCE, en qualité d'arrangeur, d'agent et de prêteur, accord dont les modalités principales sont les suivantes :

. Décomposition initiale en 2 tranches dont :

Tranche A de 80 millions d'Euros : prêt amortissable par 6 remboursements annuels de 6,5 millions d'euros et un remboursement in fine de 41 millions d'euros.
Tranche B d'un montant de 20 millions d'Euros : prêt destiné à la couverture du besoin en fonds de roulement.

. Taux

Euribor plus 0,80 %.

. Sûretés

Nantissement des titres détenus par SECHILIENNE-SIDEC dans CTBR et CTG. Engagement de maintien de l'endettement net social inférieur à 300 millions d'euros pendant la durée des prêts.

. Respect de ratios minimum usuels :

. le ratio R1 défini comme le rapport entre l'Endettement Net social (ensemble des emprunts et dettes assimilées contractés auprès d'établissements de crédit et autres créanciers financiers) sur l'EBITDA consolidé du groupe (somme du résultat consolidé d'exploitation du Groupe augmenté des dépréciations et amortissements) devant être inférieur à 2.

. le ratio R2 défini comme Endettement Net social sur Fonds Propres consolidés (total capital, primes, réserves, réserves de conversion, résultat et intérêts minoritaires) devant être inférieur à 1.

Au 31/12/2010, les tirages sont les suivants :

Tranche A : 67 000 milliers d'euros
Tranche B : 20 000 milliers d'euros

Séchilienne-Sidec a mis en place courant 2006 des contrats d'échange de taux (prêteur à taux variable/emprunteur à taux fixe) afin de couvrir partiellement les emprunts CALYON puis FINANCIERE OCEOR, à hauteur de 47 000 milliers d'euros au 31 décembre 2010.

b) En juillet 2009, signature d'une convention de crédit avec BESV aux termes de laquelle, la banque met à la disposition de SECHILIENNE SIDEC sur 36 mois, un montant de 15 000 milliers d'euros destiné à la couverture de son besoin en fonds de roulement au taux de l'Euribor + 2,50% , sans garantie. Au 31/12/2010, cette ligne de crédit est tirée à hauteur de 15 000 milliers d'euros.

9 Echéances des dettes

En milliers d'euros	Montant Brut	A moins d'un an	De 1 an à 5 ans
Emprunts et Dettes auprès des établissements de crédit	102 509	42 009	60 500
Fournisseurs d'exploitation et comptes rattachés	1 970	1 970
Dettes fiscales et sociales	9 881	9 881
Fournisseurs d'immobilisations et comptes rattachés	17 391	17 391
Autres dettes	(1) 101 578	101 578
TOTAL	233 329	172 829	60 500

(1) Dont 100 789 milliers d'euros représentant les dettes vis-à-vis des filiales dans le cadre essentiellement de la centralisation de trésorerie.

10 Charges à payer

Factures non parvenues : 6 802 milliers d'euros
Personnel charges à payer : 2 167 milliers d'euros
Organismes sociaux charges à payer : 1 511 milliers d'euros
TVA sur factures à établir : 0 milliers d'euros
Etat charges à payer : 6 102 milliers d'euros
Charges à payer provisionnées : 560 milliers d'euros
Avoir à établir : 980 milliers d'euros

11 Chiffre d'affaires

En 2010, le chiffre d'affaires comprend les prestations aux filiales, et les ventes de panneaux photovoltaïques.

12 Résultat exceptionnel

Le résultat exceptionnel au 31/12/2010 comprend essentiellement le produit de cession de 17% de notre participation dans CICM et en charges exceptionnelles la valeur comptable de titres cédés.

IV AUTRES INFORMATIONS

1 Impôt sur les bénéfices

Le périmètre d'intégration fiscale comprend la société SECHILIENNE-SIDEC et ses filiales CTBR et CTM, suivant les conventions fiscales signées respectivement le 31 mars 2005 et 22 avril 2009.

Au 31/12/2010, ces conventions se sont traduites dans la Société, tête de Groupe d'intégration fiscale, par un produit d'impôt d'un montant de 5 298 milliers d'euros, correspondant à l'économie d'impôt liée à l'intégration fiscale.

Par ailleurs, Séchilienne-Sidec SA a également comptabilisé en charges l'impôt au titre de son propre résultat fiscal avant intégration de 7 851 milliers d'euros.

2 Accroissements et allégements de la dette future d'impôts

La situation fiscale latente s'analyse comme suit au 31 décembre 2010 :

Nature des différences temporaires En milliers d'euros	Montant en base	Accroissement et allègements de l'impôt futur
Accroissement
Total accroissements de la dette future d'impôts	0	0
Allègements
Provision IDR et régime sur-complémentaire	111	37
Participation des salariés	275	91
Autres	212	71
Total allègements de la dette future d'impôts	598	199

3 Opérations avec les sociétés liées

Séchilienne-Sidec a réalisé les opérations suivantes avec les entreprises liées :

En milliers d'euros	Filiales Séchilienne Sidec 2009	Filiales Séchilienne Sidec 2010
AU BILAN
- Travaux en cours	0	588
- Clients et comptes rattachés - Charges à payer	7 945 0	15 305 99
- Comptes courants filiales débiteurs - Produits à recevoir/Comptes courants filiales débiteurs	29 442 209	37 701 94
- Comptes courants filiales créditeurs - Fournisseurs et comptes rattachés	129 184 200	100 789 0
- Produits constatés d'avance	0	18 330
AU COMPTE DE RESULTAT
Produits d'exploitation
- Matériel et prestations fournies	30 625	47 549
- Refacturation personnel détaché	2 156	2 295
Charges d'exploitation
- Achats de matériel	194	0
Charges financières
- Intérêts des comptes courants filiales	426	192
Produits financiers
- Intérêts sur prêts et avances	1 169	532
- Produits des participations	29 516	19 435

Les transactions avec les entreprises liées ont été conclues à des conditions normales de marché.

4 Effectifs

Séchilienne-Sidec a un effectif au 31/12/2010 de 64 personnes (dont 1 mandataire social) ; il s'élevait à 61 personnes (dont 1 mandataire social) au 31/12/2009.

5 Rémunération des organes d'administration

Les rémunérations allouées par la société en 2010 aux mandataires sociaux s'élèvent à 1 018 milliers d'euros, contre 895 milliers d'euros au 31/12/2009.

Une charge au titre du régime sur-complémentaire de retraite concernant un ancien mandataire social a été comptabilisée en 2010 pour un montant de 797 milliers d'euros, contre 42 milliers d'euros en 2009.

Par délibération du Conseil d'Administration du 27 août 2010, 190 000 options de souscription ont été attribuées à 82 personnes (de Séchilienne Sidec et de ses filiales) dont 2 membres du conseil d'administration, qui ont ainsi été attributaires d'un total de 33 500 options de souscription.

Par ailleurs, une charge de 69 milliers d'euros a été comptabilisée en 2010, au titre des jetons de présence alloués aux membres du conseil d'administration.

6 Engagements hors bilan

Les engagements hors bilan sont constitués principalement de garanties consenties dans le cadre des accords financiers pour les projets et des engagements liés aux commandes d'immobilisations et contrats de location et de service à long terme.

Le tableau ci-dessous présente les principaux engagements hors bilan conclus aux 31 décembre 2009 et 2010 :

En millions d'Euros	2009	2010
Cautionnement et autres garanties	117,20	145.76
Autres engagements	110,10	94,00
TOTAL	227,30	239.76

Au 31 décembre 2010, les engagements se montaient au total à 239,76 millions d'euros, tel que décrit plus en détail ci-dessous :

Cautionnements et autres garanties comprend les garanties d'achèvement et de paiement, les garanties de valeur résiduelle accordées aux prêteurs dans le cadre des accords de financement de projets, et les obligations d'achat de participations.

Le total de ces engagements se montait à 145,76 millions d'euros au 31 décembre 2010. Ils comprennent principalement :

Les garanties de paiement. Les garanties de paiement sont accordées dans la phase de préfinancement de projets. Au 31 décembre 2010, ces garanties représentaient un total de 145,76 millions d'euros et elles étaient principalement liées aux contrats de prêts sur Caraïbes Energie et sur Quantum Energie Guyane.

Au 31 décembre 2009, ce type de garantie représentait un total de 28 millions d'euros, lié principalement aux garanties concernant la valeur résiduelle de CTG-A ; celui-ci est tombé avec la levée d'option réalisée début juillet 2010 par CTG.

Autres engagements. Ces engagements comprennent :

Les garanties au profit des fournisseurs. Ces garanties constituent généralement des contregaranties de paiement accordées par la Société aux fournisseurs d'équipement à titre de garantie de paiement dans le cadre de contrats d'approvisionnement conclus par les filiales. Au 31 décembre 2010, le total de ces dépôts se montait à 26,96 millions d'euros, représentant les contre-garanties accordées dans le cadre des contrats liés à Caraïbes Energie et Quantum Energia Italia.
Les engagements d'achat de matériel, il s'agit du contrat d'achat conclu avec la société FIRST SOLAR au terme duquel existe l'obligation d'acquérir des modules photovoltaïques jusqu'en 2012. Les obligations d'achat au titre de ce contrat s'élèvent à 52,2 millions d'euros au 31 décembre 2010. L'avenant signé avec FIRST SOLAR en janvier 2011, solde intégralement cet engagement.
Les engagements divers, tels que les obligations d'apport de capital dans des sociétés de projet, les options de vente relatives aux parts des sociétés de projet au bénéfice des partenaires des projets, les obligations de couvrir les coûts de construction en cas de dépassements de budget, les engagements de continuer à détenir des participations et de fournir une assistance aux sociétés de projet. Au 31 décembre 2010, ces engagements se montaient à un total de 14,84 millions d'euros.

De plus, dans le cadre de certaines opérations de financement de projet, la société nantit également les parts de ses filiales au profit des prêteurs. Ainsi, dans le cadre de l'accord de prêt en deux tranches conclu en 2008 avec FINANCIERE OCEOR, Séchilienne-Sidec a nanti les actions de certaines de ses filiales (CTBR et CTG) au profit des prêteurs. Par ailleurs, dans le cadre du financement des Eoliennes de Clamanges, Villeseneux, de Quantum Energie Guyane, et de Quantum Energie Pierrelatte, des Eoliennes de Crêtes d'Héninel, de Quantum Energie Matoury, Séchilienne-Sidec a signé un acte de nantissement.

7 Information en matière de crédit-bail

Au 31/12/2010, aucun crédit-bail en vigueur.

8 Instruments financiers dérivés

Couverture des emprunts à taux variable pour un notionnel de 47 000 milliers d'euros, par 3 swaps de taux (prêteur à taux variable/emprunteur à taux fixe) dont la juste valeur au 31 décembre 2010 est de - 2 019 milliers d'euros.

Notionnel En milliers d'euros	Juste valeur En milliers d'euros
39 000	-1 769
4 000	-28
4 000	-222

9 Consolidation

Les comptes de Séchilienne-Sidec sont consolidés selon la méthode de l'intégration globale par la société Financière Hélios.

10 Evènements postérieurs à la clôture

En janvier 2011, un nouvel avenant a été conclu avec FIRST SOLAR, permettant de ramener l'obligation d'achat de SECHILIENNE-SIDEC à 10,85 MW, correspondant aux besoins du Groupe pour l'achèvement de la construction de la centrale de Kourou et la construction des deux centrales de Bethléem et Matoury en 2011. Les panneaux ont été achetés et payés au premier trimestre 2011, ce qui libère désormais le Groupe de tout engagement vis-à-vis de ce contrat.

20.2.4 Filiales et participations au 31 décembre 2010

	CAPITAL	AUTRES	NOMBRE	%	VALEUR COMPTABLE DES TITRES		AVANCES	DIVIDENDES	CHIFFRE	RESULTAT NET DU
SOCIETES	SOCIAL	CAPITAUX PROPRES	D'ACTIONS DETENUES	DETENU	BRUTE	NETTE	D'ACTIONNAIRES ET PRETS	ENCAISSES EN 2010	D'AFFAIRES H.T. 2 010	DERNIER EXERCICE CLOS
C.T.G. (Compagnie Thermique du Gol) Le Gol 97450 SAINT-LOUIS (REUNION)	13 354 533,55	88 759 637,77	566 045	64,62%	28 054 763,06	28 054 763,06		4 245 337,50	100 467 256,59	12 859 190,36
C.T.B.R. (Compagnie Thermique de Bois Rouge) 2, chemin de bois rouge 97440 SAINT- ANDRE (REUNION)	18 826 301,72	34 539 419,35	1 235 000	100,00%	63 365 941,92	63 365 941,92		15 190 500,00	92 183 496,12	18 064 640,93
E.M.S. (Exploitation, Maintenance, Services) 2, chemin de bois rouge 97440 SAINT-ANDRE (REUNION)	2 743 298,03	-1 601 724,31	1		15,24	15,24			5 959 600,00	-112 237,43
S.T.P (Sud Thermique Production) 2, chemin de bois rouge 97440 SAINT-ANDRE (REUNION)	3 200 449,02	-2 311 173,64	1		7,62	7,62			6 304 599,42	-502 937,86
C.T.M. (Compagnie Thermique du Moule) 97160 LE MOULE (GUADELOUPE)	22 379 515,73	10 587 020,99	1 468 000	100,00%	35 774 603,66	35 774 603,66			43 655 337,46	-305 692,08
C.I.C.M (Compagnie Industrielle des cendres et machefers) 97419 LA POSSESSION (REUNION)	887 400,00	1 150 078,15	1 972	34%	312 260,43	312 260,43		49 275,00	7 249 977,13	207 500,55
C.T.P. (Caraibes Thermique Production) 97160 LE MOULE (GUADELOUPE)	1 676 449,02	-793 161,18	1		15,24	15,24			5 623 875,09	-153 093,12
ISERGIE ( clôture sociale au 30/09/2010 ) 38042 GRENOBLE	3 811 226,00	5 036 033,74	10 000	4,00%	198 183,72	198 183,72		8 000,00	14 142 715,00	793 749,00
R.C.M. INDUSTRIES (Recyclage,cendres,machefers,industries) 97160 LE MOULE (GUADELOUPE)	686 020,58	128 812,76	44 993	99,99%	685 944,35	685 944,35			1 840 281,06	1 328,42
C.T.B.V. ( Compagnie thermique de bellevue) 18 rue Edith Cavell PORT LOUIS (ILE MAURICE)	520 523 500,00 MUR	914 733 463,00 MUR	14 054 134	27,00%	5 392 972,36	5 392 972,36		1 375 286,24	1 328 316 347,00 MUR	235 510 862,00 MUR
C.T.B.V. MANAGEMENT 18 rue Edith Cavell PORT LOUIS (ILE MAURICE)	100 000,00 MUR	821 974,00 MUR	6 200	62,00%	2 399,82	2 399,82			41 505 599,00 MUR	66 743,00 MUR
EOLIENNES DES QUATRE VENTS LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-242 142,19	4 000	100,00%	40 000,00	40 000,00			4 924,02	-46 902,23
C.T.D.S. ( Compagnie thermique du Sud) PORT LOUIS (ILE MAURICE)	255 000 000,00 MUR	273 652 961,00 MUR	637 500	25,00%	1 885 803,23	1 885 803,23		297 053,23	779 163 886,00 MUR	81 814 395,00 MUR

CHAP. 20 : INFORMATIONS FINANCIERES CONCERNANT LE PATRIMOINE, LA SITUATION FINANCIERE ET LES RESULTATS DE LA SOCIETE

	CAPITAL	AUTRES	NOMBRE	%	VALEUR COMPTABLE DES TITRES		AVANCES	DIVIDENDES	CHIFFRE	RESULTAT NET DU
SOCIETES	SOCIAL	CAPITAUX PROPRES	D'ACTIONS DETENUES	DETENU	BRUTE	NETTE	D'ACTIONNAIRES ET PRETS	ENCAISSES EN 2010	D'AFFAIRES H.T. 2 010	DERNIER EXERCICE CLOS
COMPAGNIE DE COGENERATION DU GALION Usine du Galion - 97220 TRINITE	17 040 000,00	8 696 811,33	13 632 000	80,00%	13 632 000,00	13 632 000,00			28 601 254,08	1 829 910,57
COMPAGNIE THERMIQUE DE SAVANNAH Anglo Mauricius building Adolphe de Plevitz street PORT LOUIS ( ILE MAURICE )	761 000 000,00 MUR	259 554 906,00 MUR	1 902 500	25,00%	4 868 017,73	4 868 017,73		891 159,70	1 607 139 109,00 MUR	127 951 066,00 MUR
CENTRALE EOLIENNE DE LIRAC LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	20 000,00	-3 517,51	2 000	100,00%	20 000,00	20 000,00			0,00	-659,21
EOLIENNES DE CLAMANGES ET DE VILLESENEUX LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	399 595,43	4 000	100,00%	40 000,00	40 000,00			1 580 196,59	145 573,12
CENTRALE EOLIENNE DE LA CARNOYE LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-1 122,84	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	1 675,09
EOLIENNES DE LA PORTE DE France LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	14 609,48	4 000	100,00%	40 000,00	40 000,00			70 518,60	21 899,59
Energie BEAUFONDS 8, allée de Beaufonds 97 SAINT BENOIT ( REUNION )	37 000,00	N C	1 195	64,62%	18 803,49	18 803,49			N C	N C
CARAIBES ENERGIE 97160 LE MOULE (GUADELOUPE)	17 040 000,00	-63 413,10	1 704 000	100,00%	17 040 000,00	17 040 000,00			0,00	-41 766,08
SOCIETE DE CONVERSION D'ENERGIE ( S.C.E. ) 31, rue Eudoxie Nonge - 97490 SAINTE CLOTILDE	50 000,00	9 611 144,45	4 751	95,02%	5 787 755,00	5 787 755,00			4 419 687,71	-507 972,29
PLEXUS SOL 31, rue Eudoxie Nonge - 97490 SAINTE CLOTILDE	37 000,00	618 065,42	3 516	95,02%	428 580,00	428 580,00			1 714 522,59	30 302,37
QUANTUM ENERGIE GUYANE LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-19 391,99	4 000	100,00%	40 000,00	40 000,00			7 853 056,64	-8 824,68
QUANTUM ENERGIE ANTILLES 7, rue des Amarreuses, ZA La Fabrique - 97224 DUCOS	10 185 000,00	-2 487 275,11	814 800	80,00%	8 148 000,00	8 148 000,00			13 461 309,49	-845 145,27
QUANTUM ENERGIE HABITAT 7, rue des Amarreuses, ZA La Fabrique - 97224 DUCOS	4 370 000,00	-1 315 931,17	349 600	80,00%	3 496 000,00	3 496 000,00			2 130 363,54	-593 722,22
POWER ALLIANCE 36, cour de l'usine de Bois Rouge - 97440 SAINT ANDRE	120 000,00	149 795,79	500	50,00%	60 000,00	60 000,00			1 240 835,64	494 120,46
ELECT SECURITE 7, rue des Amarreuses, ZA La Fabrique - 97224 DUCOS	100 000,00	N C	300	30,00%	30 000,00	30 000,00			N C	N C
QUANTUM ENERGIA ITALIA Piazzale Biancamano n°8 - 20121 MILANO ( Italie )	110 000,00	-48 982,51		100,00%	110 000,00	110 000,00			41 770,73	-14 252,62
SUN DEVELOPERS 2 (LINARES) Sancha de Lara 13 - 29015 MALAGA ( Espagne )	113 249,83			100,00%	113 249,83	0,00
SUN DEVELOPERS 3 ( LINARES) Sancha de Lara 13 - 29015 MALAGA ( Espagne )	226 500,17			100,00%	226 500,17	0,00

CHAP. 20 : INFORMATIONS FINANCIERES CONCERNANT LE PATRIMOINE, LA SITUATION FINANCIERE ET LES RESULTATS DE LA SOCIETE

	CAPITAL	AUTRES	NOMBRE	%	VALEUR COMPTABLE DES TITRES		AVANCES	DIVIDENDES	CHIFFRE	RESULTAT NET DU
SOCIETES	SOCIAL	CAPITAUX PROPRES	D'ACTIONS DETENUES	DETENU	BRUTE	NETTE	D'ACTIONNAIRES ET PRETS	ENCAISSES EN 2010	D'AFFAIRES H.T. 2 010	DERNIER EXERCICE CLOS
SUN DEVELOPERS 18 (LINARES) Sancha de Lara 13 - 29015 MALAGA ( Espagne )	250,00			100,00%	250,00	0,00
SUN DEVELOPERS 15 (ORGIVA) Sancha de Lara 13 - 29015 MALAGA ( Espagne )	4 306,00	22 099,08		100,00%	458 841,00	458 841,00			13 898,25	-2 725,23
SUN DEVELOPERS 16 (ORGIVA) Sancha de Lara 13 - 29015 MALAGA ( Espagne )	4 006,00	1 965,55		100,00%	353 671,00	353 671,00			7 677,90	-2 860,92
SUN DEVELOPERS 17 (ORGIVA) Sancha de Lara 13 - 29015 MALAGA ( Espagne )	1 000,00			100,00%	1 000,00	1 000,00
QUANTUM CARAIBES Usine du GALION - 97220 TRINITE	100 000,00	-475 203,96	5 000	50,00%	50 000,00	50 000,00			182 598,89	-169 809,35
ENERGIPOLE QUANTUM Zone Industrielle JAULA - 97129 LAMENTIN ( GUADELOUPE )	150 000,00	N C	500	50,00%	75 000,00	75 000,00			N C	N C
MARIE GALANTE ENERGIE Usine de Grande Anse - 97112 GRAND BOURG	150 000,00	-8 226,29	9 750	65,00%	97 500,00	97 500,00			0,00	-3 835,82
QUANTUM ENERGIE France LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-16 019,09	4 000	100,00%	40 000,00	40 000,00			0,00	-10 642,11
QUANTUM ENERGIE MARSILLARGUES LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 175,30	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2175,30
QUANTUM ENERGIE PIERRELATTE LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	3 836 000,00	548 224,83	383 600	100,00%	3 836 000,00	3 836 000,00			1 853 389,76	-636129,62
QUANTUM ENERGIE FABREGUES LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-1 891,53	4 000	100,00%	40 000,00	40 000,00			37 714,85	-45647,09
QUANTUM ENERGIE SERVIAN LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 210,65	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2200,65
QUANTUM ENERGIE GRENADE LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 108,42	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2108,42
QUANTUM ENERGIE SMDC LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 105,70	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2105,70
QUANTUM ENERGIE LE GUA LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 108,40	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2108,40
QUANTUM ENERGIE BREUILLET LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 438,77	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2438,77
QUANTUM ENERGIE MONDRAGON LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 698,64	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2698,64
QUANTUM ENERGIE MAUMUSSON LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 108,25	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2108,25

	CAPITAL	AUTRES	NOMBRE	%	VALEUR COMPTABLE DES TITRES		AVANCES	DIVIDENDES	CHIFFRE	RESULTAT NET DU
SOCIETES	SOCIAL	CAPITAUX PROPRES	D'ACTIONS DETENUES	DETENU	BRUTE	NETTE	D'ACTIONNAIRES ET PRETS	ENCAISSES EN 2010	D'AFFAIRES H.T. 2 010	DERNIER EXERCICE CLOS
QUANTUM ENERGIE SAINT GEMME LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-1 680,79	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-1680,79
QUANTUM ENERGIE SOUSTONS LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	40 000,00	-2 780,55	4 000	100,00%	40 000,00	0,00			0,00	-2780,55
QUANTUM ENERGIE LASSALE Usine du Galion - 97220 TRINITE	40 000,00	-92 356,97	3 200	80,00%	32 000,00	32 000,00			18 621 103,37	-92356,97
SAINT ANDRE ENERGIE 2, chemin de bois rouge 97440 SAINT- ANDRE (REUNION)	40 000,00	-1 500,52	4 000	100,00%	40 000,00	40 000,00			0,00	-1500,52
SCE B 21,rue Hélène BOUCHER, zone Aéroportuaire 97480 SAINTE MARIE ( REUNION )	40 000,00	-41,18	19 600	49,00%	19 600,00	19 600,00			0,00	-41,18
QUANTUM ENERGIE MATOURY LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	3 320,00	-6 372,61	3 320	100,00%	215 855,00	215 855,00			3 345,00	-6373,15
SIDEC SENEGAL LE MONGE, 22 place des Vosges 92400 COURBEVOIE	1 000,00	0,00	1 000	100,00%	1 000,00	1 000,00			0,00	0,00
					195 512 533,87	194 732 533,87	0,00	22 056 611,67

20.2.5 Rapport général des Commissaires aux Comptes sur les comptes sociaux 2010

PricewaterhouseCoopers Audit 63 rue de Villiers 92208 Neuilly-sur-Seine cedex

MAZARS Tour Exaltis – 61, rue Henri Regnault 92400 Courbevoie

RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES ANNUELS

(Exercice clos le 31 décembre 2010)

Aux Actionnaires SECHILIENNE-SIDEC SA 22, place des Vosges Immeuble Le Monge - La Défense 5 92400 Courbevoie

Mesdames, Messieurs,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée générale, nous vous présentons notre rapport relatif à l'exercice clos le 31 décembre 2010, sur :

le contrôle des comptes annuels de la société Séchilienne-Sidec, tels qu'ils sont joints au présent rapport,
la justification de nos appréciations,
les vérifications et informations spécifiques prévues par la loi.

Les comptes annuels ont été arrêtés par le Conseil d'administration. Il nous appartient, sur la base de notre audit, d'exprimer une opinion sur ces comptes.

I. OPINION SUR LES COMPTES ANNUELS

Nous avons effectué notre audit selon les normes d'exercice professionnel applicables en France ; ces normes requièrent la mise en œuvre de diligences permettant d'obtenir l'assurance raisonnable que les comptes annuels ne comportent pas d'anomalies significatives. Un audit consiste à vérifier par sondages ou au moyen d'autres méthodes de sélection, les éléments justifiant des montants et informations figurant dans les comptes annuels. Il consiste également à apprécier les principes comptables suivis, les estimations significatives retenues et la présentation d'ensemble des comptes. Nous estimons que les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion.

Nous certifions que les comptes annuels sont, au regard des règles et principes comptables français, réguliers et sincères et donnent une image fidèle du résultat des opérations de l'exercice écoulé ainsi que de la situation financière et du patrimoine de la société à la fin de cet exercice.

II. JUSTIFICATION DES APPRECIATIONS

En application des dispositions de l'article L. 823-9 du Code de commerce relatives à la justification de nos appréciations, nous portons à votre connaissance l'élément suivant :

Les titres de participation figurant à l'actif du bilan de votre société sont évalués selon les modalités présentées dans la note II.2 de l'annexe aux états financiers. Nous avons procédé à l'appréciation des éléments pris en considération pour les estimations de la valeur d'utilité et, le cas échéant, vérifié le calcul des dépréciations.

L'appréciation ainsi portée s'inscrit dans le cadre de notre démarche d'audit des comptes annuels, pris dans leur ensemble, et a donc contribué à la formation de notre opinion exprimée dans la première partie de ce rapport.

III. VERIFICATIONS ET INFORMATIONS SPECIFIQUES

Nous avons également procédé, conformément aux normes d'exercice professionnel applicables en France, aux vérifications spécifiques prévues par la loi.

Nous n'avons pas d'observation à formuler sur la sincérité et la concordance avec les comptes annuels des informations données dans le rapport de gestion du Conseil d'administration et dans les documents adressés aux Actionnaires sur la situation financière et les comptes annuels.

Concernant les informations fournies en application des dispositions de l'article L.225- 102-1 du Code de commerce sur les rémunérations et avantages versés aux mandataires sociaux ainsi que sur les engagements consentis en leur faveur, nous avons vérifié leur concordance avec les comptes ou avec les données ayant servi à l'établissement de ces comptes et, le cas échéant, avec les éléments recueillis par votre société auprès des sociétés contrôlant votre société ou contrôlées par elle. Sur la base de ces travaux, nous attestons l'exactitude et la sincérité de ces informations.

En application de la loi, nous nous sommes assurés que les diverses informations relatives aux prises de participation et de contrôle et à l'identité des détenteurs du capital et des droits de vote vous ont été communiquées dans le rapport de gestion.

Fait à Neuilly-sur-Seine et Courbevoie, le 28 avril 2011

Les Commissaires aux comptes

PricewaterhouseCoopers Audit Mazars

Jean-Christophe Georghiou Manuela Baudoin-Revert

20.3 INFORMATIONS FINANCIERES PRO FORMA

Néant

20.4 INFORMATIONS FINANCIERES INTERMEDIAIRES

Le chiffre d'affaires consolidé de la Société pour le premier trimestre 2011 (non audité) a fait l'objet du communiqué de presse suivant publié le 28 avril 2011.

Activité du 1er trimestre 2011

Chiffre d'affaires : 77,7 M€ (+17,3%)
Production en hausse de 14,1% à 518,8 GWh
Mise en service de la centrale de Caraïbes Energie (38 MW) le 8 mars 2011

Le chiffre d'affaires consolidé de Séchilienne-Sidec pour le 1er trimestre 2011 s'élève à 77,7 millions d'euros, en progression de 17,3% par rapport au 1er trimestre 2010.

En millions d'euros	er trimestre 1
Secteur d'activité	2011	2010	Var.

Thermique	69,3	52,7	+31,6%
Photovoltaïque Dont exploitation Dont autres ventes (*)	5,7 5,7 -	11,2 2,6 8,6	ns +115,6% ns
Eolien	2,1	2,0	+4,8%
Holding	0,6	0,3	ns
Total	77,7	66,2	+17,3%

* Vente de panneaux ou d'installations photovoltaïques clé en main à des tiers.

Thermique

Sur l'ensemble du trimestre, le chiffre d'affaires de l'activité Thermique s'est établi à 69,3 millions d'euros, en progression de 31,6% par rapport à la même période de 2010. Cette évolution est due aux effets de la mise en service début mars de la centrale de Caraïbes Energie (38 MW), du fort taux d'appel de la centrale de pointe CCG et de l'augmentation des prix du charbon.

Au global la production des centrales (hors centrales mauriciennes consolidées par mise en équivalence) s'est établie à 479,8 GWh sur le trimestre, en hausse de 13,2%. Cette hausse est due aux effets précités sur les centrales de CCG et Caraïbes Energie, ainsi qu'à la centrale CTM qui a presque doublé sa production par rapport au 1er trimestre 2010, marqué par une maintenance décennale sur chaudières. La production des centrales de l'Océan Indien est restée stable.

Les centrales thermiques du Groupe ont connu un 1er trimestre marqué par des mouvements sociaux, qui ont cependant eu un impact limité sur la production.

Photovoltaïque

Le chiffre d'affaires de l'activité Photovoltaïque s'est élevé à 5,7 millions d'euros au titre de l'exploitation, en progression de 116%. Avec 56,2 MW raccordés au 31 mars 2011, à comparer à 21,2 MW au 31 mars 2010, la production s'est établie à 14,2 GWh, en hausse de 114% par rapport au 1 er trimestre 2010. Il n'y a pas eu de ventes de panneaux ou d'installations à des tiers.

Au cours du 1er trimestre 2011, 13,4 MW de centrales ont été raccordés, dont 3,2 MW en toitures et 10,2 MW qui restaient à raccorder sur la centrale plain-champ de Kourou (Guyane). Concernant cette installation, une première tranche de 1,8 MW avait déjà été mise en service en fin d'année 2010.

Au 31 mars 2011, le Groupe dispose ainsi d'une puissance installée (raccordée et en attente de raccordement) de 59,9 MW. Le Groupe a par ailleurs lancé la construction de deux nouvelles installations plain-champ en Guyane (4,0 MW) et à la Réunion (5,4 MW) dont l'achèvement est prévu au cours du second semestre 2011.

La loi de finances pour 2011 autorise la défiscalisation des projets photovoltaïques mis en service avant le 31 mars 2011. Le Groupe dispose de 11,8 MW éligibles dans ces conditions.

Eolien

Le chiffre d'affaires de l'activité Eolien s'est établi à 2,1 millions d'euros, en hausse de 4,8%. La production s'est établie à 24,8 GWh, en hausse de 2,7% : les effets de la mise en service de Porte de France fin 2010 (8 MW) ont été partiellement compensés par des conditions de vent moins favorables qu'au début de 2010.

Prochaine publication financière périodique : Chiffre d'affaires et résultats du 1er semestre 2011, le jeudi 28 juillet 2011 après Bourse

***

A propos de Séchilienne-Sidec (www.sechilienne-sidec.com) : Depuis 25 ans Séchilienne-Sidec est un groupe indépendant spécialisé dans la production d'électricité au travers de centrales de moyenne puissance charbon/biomasse, photovoltaïques et éoliennes. Grace à sa technicité, à son expérience en gestion de projets et à la qualité de ses équipes d'ingénieurs, le groupe gère toutes les étapes du cycle de vie des centrales : conception, financement, construction et exploitation, partout dans le monde et, notamment, dans des environnements complexes. ISIN : FR0000060402 – SECH)

Séchilienne-Sidec +33 (0)1 41 16 82 00 Comalto +33 (0)1 44 94 96 30

Contacts

Jean-François Carminati - [email protected]

20.5 DIVIDENDES DISTRIBUES AU TITRE DE L'AFFECTATION DE RESULTAT DES DERNIERS EXERCICES

Conformément à l'article 45 des statuts de la Société, sur le bénéfice distribuable (c'est-à-dire les bénéfices nets de l'exercice diminués des pertes antérieures, ainsi que des sommes à porter en réserve en application de la loi et augmentés du report bénéficiaire), il est prélevé la somme nécessaire pour payer aux actionnaires, à titre de premier dividende, six pour cent des sommes dont leurs actions sont libérées et non amorties et six pour cent des sommes provenant, le cas échéant, de primes sur actions émises en numéraire et figurant à un compte « primes d'émission » sans que, si les bénéfices d'une année ne permettent pas ce paiement, les actionnaires puissent le réclamer sur le bénéfice des années subséquentes. Sur l'excédent disponible, l'assemblée générale peut, sur proposition du Conseil d'administration, affecter telle portion dudit bénéfice distribuable qu'elle avisera à la constitution de fonds de prévoyance et de réserves générale ou spéciales, sous quelque dénomination que ce soit ou même simplement comme report à nouveau. Le cas échéant, le solde constitue une masse qui est répartie entre les actions, proportionnellement à la quotité du capital qu'elles représentent respectivement.

Sous réserve des stipulations décrites ci-dessus, la distribution d'un dividende, au-delà du premier dividende, résultera de la proposition du Conseil d'administration et de la décision de l'assemblée générale des actionnaires. La distribution ou non d'un dividende ainsi que son montant dépendront notamment de la situation financière et des résultats de la Société ainsi que de son plan d'investissement.

Au titre de l'exercice clos le 31 décembre 2010, le Conseil d'administration a décidé de proposer aux actionnaires le paiement d'un dividende de 0,70 € pour chacune des 28 446 645 actions composant le capital social à la date du 31 décembre 2010, intégralement en numéraire.

En conséquence, le Conseil d'administration proposera l'affectation du résultat de l'exercice 2010 de la Société Séchilienne-Sidec SA s'élevant à 26 539 136 € de la façon suivante :

Origines du résultat à affecter
- Report à nouveau antérieur	52 398 743,00 euros
- Bénéfice de l'exercice	26 539 136,00 euros
- Total	78 937 879,00 euros
Affectation du résultat

- Réserve légale	19,60 euros
- Dividende	19 912 652,00 euros
- Report à nouveau de l'exercice	59 025 207,40 euros

- Total	78 937 879,00 euros

Si au jour de la mise en paiement des dividendes, la Société ou l'une de ses filiales détenait certaines de ses propres actions, le bénéfice correspondant aux dividendes non versés en raison de ces actions, en application de l'article L.225-210 alinéa 4 du Code de commerce serait affecté à la réserve ordinaire.

La date de mise en paiement sera fixée au 7 juillet 2011.

	2009 (versé en 2010)	2008 (versé en 2009)	2007 (versé en 2008)
Montant total en euros	19 912 652	33 655 376	33 655 376
Montant du dividende net par action en euros	0.70	1.21	1.21

Les dividendes versés au titre des trois derniers exercices sont les suivants :

Concernant le dividende 2008 versé en 2009, les actionnaires ont pu opter pour le versement de leur dividende soit (i) intégralement en numéraire pour un montant de 1,21 euros par action soit (ii) pour moitié en numéraire et pour moitié en action à un prix de souscription de 20,80 euros, correspondant à un prix calculé sur la moyenne du cours d'ouverture des 20 séances précédant le jour de l'Assemblée Générale (soit 24,45 euros), diminué d'une décote de 10% et du montant du dividende net (1,21 euros l'action). Compte tenu de leur choix 20 607 847.60€ ont été payés en numéraire, et il a été créé 627 285 actions nouvelles.

20.6 PROCEDURES JUDICIAIRES ET D'ARBITRAGE

Litige avec un fournisseur de panneaux photovoltaïques

Le Groupe a un litige avec l'un de ses fournisseurs de panneaux photovoltaïques en Espagne et à la Réunion concernant notamment le respect de délais impératifs et ses conséquences préjudiciables ainsi que des problèmes de conformité/vice caché affectant ces panneaux. Dans le cadre de ce litige, il est notamment réclamé par le fournisseur au Groupe le solde du prix de vente de ces panneaux non réglé qui s'élève à 4,779 millions d'euros. Le préjudice du Groupe au regard des désordres constatés est en cours d'évaluation dans le cadre d'une expertise qui a été ordonnée par le Tribunal de Commerce de Paris par jugement en date du 11 septembre 2009. Cette expertise est toujours en cours et il n'y a pas d'élément nouveau.

Il n'existe pas d'autre procédure gouvernementale, judiciaire ou d'arbitrage (y compris toute procédure dont la Société a connaissance qui est en suspens ou dont elle est menacée) susceptible d'avoir ou ayant eu au cours des douze derniers mois des effets significatifs sur la situation financière ou la rentabilité du Groupe.

20.7 CHANGEMENT SIGNIFICATIF DE LA SITUATION FINANCIERE OU COMMERCIALE

Ces changements sont décrits au paragraphe 9.4 du présent document de référence.

A la connaissance de a Société et à l'exception des éléments qui sont décrits dans le présent document de référence, aucun changement significatif de la situation financière et commerciale n'est survenu depuis la fin de l'exercice clos le 31 décembre 2010.

CHAPITRE 21 : INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES

21.1 CAPITAL SOCIAL

21.1.1 Capital social souscrit et capital social autorisé mais non émis

Au 31 décembre 2010, le capital social de la société était, de 1 095 195,83 euros divisé en 28 446 645 actions de 0,0385 euro de nominal chacune (entièrement souscrites, intégralement libérées et toutes de même catégorie).

Il est rappelé qu'au 31 décembre 2009 le capital social était de 1 095 003,33 euros divisé en 28 441 645 actions de 0,0385 euros de nominal chacune.

L'augmentation constatée (5 000 actions nouvelles) a été la conséquence de l'exercice d'une partie des 150 000 options de souscription d'actions exerçables à partir de décembre 2009 par les bénéficiaires des attributions décidées par le Conseil d'Administration du 13 décembre 2005.

21.1.2 Délégations et autorisations en cours

Ces diverses délégations et autorisations énumérées dans le tableau ci-dessous ont été consenties respectivement par :

L'Assemblée Générale ordinaire et extraordinaire du 16 juin 2009 pour ce qui concerne l'attribution gratuite d'actions de performance.

L'Assemblée Générale Ordinaire et extraordinaire du 18 mai 2010 pour ce qui concerne les autres délégations et autorisations, dont l'adoption par cette AG a privé d'effet celles consenties par des Assemblées Générales antérieures et qui n'avaient pas été utilisées par le Conseil d'Administration.

Autorisation	Durée de l'Autorisation	Montant nominal maximal	Date d'utilisation par le Conseil d'Administration	Montant utilisé
Achat par la Société de ses propres actions (12ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	18 mois	Nombre d'actions ne pouvant excéder 10 % du capital à la date de l'achat Montant maximum des fonds affectables à ces achats : 80 M€
Emission, avec maintien du droit préférentiel de souscription (14ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	Titres de capital : 357 000 € (ce montant constitue un plafond commun à certaines des autorisations mentionnées ci dessous) Titres de créance : 200 M€ (ce montant constitue un plafond commun à certaines des autorisations mentionnées ci dessous) L'attribution en août 2010 de 408 116 options de souscription est venue s'imputer à hauteur de 15 712,47 euros sur le plafond global de 357 000 euros.	Décision du Conseil d'administration du 27 août 2010	Imputation sur le plafond global d'un montant de 7 315 euros correspondant à l'attribution de 190 000 options de souscription
Emission par voie d'offre au public, avec suppression du droit préférentiel de souscription (15ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	Titres de capital : 215 000 € (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €) Titres de créance : 200 M€ (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 200 M€)	-

Autorisation	Durée de l'Autorisation	Montant nominal maximal	Date d'utilisation par le Conseil d'Administration
Emission par voie d'offre visée au II de l'article L.411-2 du Code monétaire et financier, avec suppression du droit préférentiel de souscription (16ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	Titres de capital : 215 000 € (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €) Titres de créance : 200 M€ (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 200 M€)	-
Autorisation consentie à l'effet d'augmenter le montant de l'émission initiale, en cas d'émission avec maintien ou suppression du droit préférentiel de souscription des actionnaires (17ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	15 % de l'émission initiale (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 € / 200 M€)	-
Fixation du prix des émissions réalisées par voie d'offre au public ou d'offre visée au II de l'article L.411-2 du Code monétaire et financier, avec suppression du droit préférentiel de souscription des actionnaires, dans la limite de 10 % du capital par an (18ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	10 % du capital social au jour de la décision du Conseil d'Administration fixant le prix d'émission par période de 12 mois (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 € / 200 M€)
Emission dans la limite de 10 % du capital social, en rémunération d'apports en nature (19ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	10 % du capital social au jour de la décision du Conseil d'Administration décidant l'émission (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)
Emission en rémunération d'apports de titres effectués dans le cadre d'une offre publique d'échange (20ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	215 000 € (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)
Emission avec suppression du droit préférentiel de souscription au profit des adhérents à un plan d'épargne (21ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	288,75 € (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)
Augmentation du capital social par incorporation de primes, réserves, bénéfices ou autres dont la capitalisation serait admise (22ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	Montant des sommes pouvant être incorporées au capital à la date de la décision du conseil d'administration (ce montant nominal maximal ne s'impute pas sur le montant global maximal de 357 000 €)

Autorisation	Durée de l'Autorisation	Montant nominal maximal	Date d'utilisation par le Conseil d'Administration	Montant utilisé
Attribution gratuite d'actions (20ème résolution de l'AG du 16 juin 2009)	38 mois	1,50 % du capital social de la Société calculé à la date d'attribution des actions par le Conseil d'Administration sur une base diluée tenant compte du nombre maximum d'actions nouvelles susceptibles d'être créées du fait des attributions et	Décision du Conseil d'Administration du 28 août 2009	257 174 actions réparties en deux tranches égales soit 0,886 % du capital dilué
		des stocks options attribuées à cette date	Décision du Conseil d'Administration 25 janvier 2010	5 806 actions réparties en deux tranches égales soit 0,020 % du capital dilué
			Décision du Conseil d'Administration du 28 juillet 2010	145 136 actions réparties en deux tranches égales soit 0,50 % du capital dilué
Attribution d'options de souscription d'actions nouvelles ou d'achat d'actions existantes (23ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	26 mois	200 000 actions, soit environ 0,7 % du capital social à la date de l'Assemblée Générale (ce montant maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)	Décision du Conseil d'Administration du 27 août 2010.	190 000 options de souscription d'actions
Réduction du capital par annulation d'actions (24ème résolution de l'AG du 18 mai 2010)	18 mois	10 % du capital social à la date d'annulation par période de 24 mois	-	-

A l'occasion de sa réunion du 26 janvier 2011, le Conseil d'administration a autorisé la signature d'un contrat de liquidité dont la mise en œuvre impliquera l'achat par la société de ses propres actions dans le cadre de la douzième résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010. Le descriptif du nouveau programme de rachat d'actions (y compris, notamment, les objectifs du programme de rachat d'actions) sera publié de manière indépendante postérieurement à l'assemblée générale appelée à renouveler l'autorisation consentie au conseil d'administration d'intervenir sur les titres de la société.

A l'occasion de sa réunion du 9 mars 2011, le Conseil d'administration a décidé de soumettre à l'approbation de l'Assemblée Générale des actionnaires de la Société convoquée pour le 25 mai 2011, les projets de délégations et autorisations suivants :

Autorisation	Durée de l'Autorisation	Montant nominal maximal
Achat par la Société de ses propres actions	18 mois	Nombre d'actions ne pouvant excéder 10 % du capital à la date de l'achat Montant maximum des fonds affectables à ces achats : 80 M€
Réduction du capital par annulation d'actions	18 mois	10 % du capital à la date d'annulation par période de 24 mois

21.1.3 Négociations sur l'Eurolist d'Euronext-Paris

Au 31 décembre 2010, les actions de Séchilienne-Sidec SA étaient admises aux négociations sur Euronext Paris, compartiment B.

Pour rappel, l'action Séchilienne-Sidec est éligible aux ordres à service de règlement différé depuis le 26 février 2008.

Le tableau ci-dessous présente l'évolution du cours de la Société :

Mois	Volume moyen des transactions pour chaque mois (en milliers de titres)		Cours de clôture au dernier jour du mois (en euros)
	2009	2010	2009	2010
Janvier	40 300	111 300	29,11	24,50
Février	70 800	52 100	25,59	22,40
Mars	77 900	78 000	23,86	24,50
Avril	90 600	74 300	26,20	24,30
Mai	63 200	64 400	23,92	21,66
Juin	73 000	33 200	24,71	20,90
Juillet	35 400	41 700	27,03	20,76
Août	50 000	36 600	27,52	20,62
Septembre	50 600	41 700	29,10	20,32
Octobre	51 700	55 200	27,55	20,87
Novembre	41 600	62 700	28,97	18,01
Décembre	27 900	52 500	28,35	19,02

21.1.4 Actions non représentatives du capital

A la date du présent document de référence, la Société n'a émis aucun titre non représentatif du capital.

21.1.5 Autocontrôle, auto détention

21.1.5.1 Actions d'autocontrôle au 31 décembre 2010

Au 31 décembre 2010, il n'existait pas d'actions d'autocontrôle, les 27 888 actions SECHILIENNE-SIDEC que détenait au 31 décembre 2009 la société CICM ayant été cédées par celle-ci (qui n'est par ailleurs plus détenue par le Groupe qu'à 33,98 % au lieu de 51 % au 31 décembre 2009).

21.1.5.2 Auto détention

L'Assemblée Générale du 18 mai 2010 a dans sa 12ème résolution autorisé le Conseil d'Administration pour une période de 18 mois à procéder dans les conditions fixées par les articles L. 225-209 et suivants du code de commerce à l'achat par la société de ses propres actions. L'autorisation ainsi consentie a privé d'effet l'autorisation ayant le même objet et non utilisée antérieurement consentie par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009. Elle n'a elle-même pas été utilisée.

Autorisation (AG du 18 mai 2010)	Durée de l'autorisation	Nombre de titres pouvant être rachetés	Montant maximal proposé	Prix maximal d'achat
Rachat	18 mois	10 % du capital social	80 000 000 euros	30 euros

Le 31 mars 2011, la Société a annoncé par voie de communiqué de presse que par contrat en date du 23 mars 2011 et pour une durée d'un an renouvelable à compter de cette date, elle confiait à l'entreprise d'investissement Crédit Agricole Cheuvreux la mise en oeuvre d'un Contrat de Liquidité conforme à la Charte de déontologie de l'AMAFI (ex-AFEI) approuvée par la décision de l'Autorité des marchés financiers du 1er octobre 2008.

Ce Contrat de Liquidité, qui s'inscrit dans le cadre du programme de rachat d'actions autorisé par l'assemblée générale des actionnaires de la société du 18 mai 2010, aura pour objet l'animation des titres de la société Séchilienne Sidec (Code ISIN : FR0000060402) sur le marché réglementé de NYSE Euronext à Paris.

Pour la mise en oeuvre de ce Contrat de Liquidité, 2 000 000 d'euros ont été affectés au compte de liquidité.

A l'occasion de sa réunion du 9 mars 2011, le Conseil d'administration a décidé de soumettre à l'approbation de l'Assemblée Générale des actionnaires de la Société convoquée pour le 25 mai 2011, une nouvelle autorisation de procéder à l'achat d'actions de la Société dans les conditions suivantes :

Autorisation	Durée de l'autorisation	Nombre de titres pouvant être rachetés	Montant maximal proposé	Prix maximal d'achat
Rachat	18 mois	10 % du capital social	80 000 000 euros	30 euros

21.1.6 Valeurs mobilières donnant accès au capital

21.1.6.1 Options de souscription d'actions

La Société a attribué des options de souscription d'actions dans les conditions décrites au paragraphe 17.2.2 du présent document de référence.

La dilution potentielle maximale qui pourrait résulter de l'exercice des options de souscription attribuées est de 1,16% du capital social de la Société (après exercice des options de souscription et avant acquisition des actions attribuées gratuitement mentionnées au paragraphe 17.2.3 du présent document de référence).

21.1.6.2 Attribution gratuite d'actions

La Société a attribué gratuitement des actions dans les conditions décrites au paragraphe 17.2.3 du présent document de référence.

La dilution potentielle maximale qui pourrait résulter de l'attribution définitive des actions est de 1,41% du capital social de la Société (après acquisition des actions attribuées gratuitement et avant exercice des options de souscription mentionnées au paragraphe 17.2.2 du présent document de référence).

21.1.7 Conditions régissant tout droit d'acquisition ou toute obligation attaché(e) au capital souscrit, mais non libéré(e)

Néant.

21.1.8 Capital des sociétés du Groupe faisant l'objet d'une option ou d'un accord conditionnel ou inconditionnel prévoyant de le placer sous option

A la date du présent document de référence, en dehors des plans d'options de souscription d'actions décrits au paragraphe 17.2.2 du présent document de référence, il n'existe pas, à la connaissance de la Société, de mécanismes optionnels susceptibles d'affecter le capital social des sociétés du Groupe.

21.1.9 Evolution du capital social des trois dernières années

Le tableau ci-dessous présente l'évolution du capital social de la Société au cours des trois derniers exercices :

	Avant opération			Après opération
	Nombre d'actions	Valeur nominale (en €)	Capital (en €)	Nombre d'actions	Valeur nominale (en €)	Capital (en €)
Du 2 septembre au 31 décembre 2006, exercice d'options de souscription d'actions	27 432 360	0,0385	1 056 145,86	27 568 360 (soit +136 000)	0,0385	1 061 381,86
Du 12 décembre au 31 décembre 2007, exercice d'options de souscription d'actions	27 568 360	0,0385	1 061 381,86	27 814 360 (soit +246 000)	0,0385	1 070 852,86
En juillet 2009, énonciation par les actionnaires du mode de paiement des dividendes choisis par eux	27 814 360	0,0385	1 070 852,86	28 441 645 (soit + 627 285)	0,0385	1 095 003,33
Du 13 décembre 2009 au 31 décembre 2010, exercice d'options de souscription d'actions	28 441 645	0,0385	1 095 003,33	28 446 645 (soit + 5 000)	0,0385	1 095 195,83

21.2 ACTE CONSTITUTIF ET STATUTS

Les statuts de la Société sont disponibles sur son site Internet (www.sechilienne-sidec.com) et ont été mis à jour à la suite des décisions de l'Assemblée Générale des actionnaires du 18 mai 2010, et de la délibération du Conseil d'Administration du 18 mai 2010 relative à l'augmentation du nombre d'actions et du capital social consécutivement à l'exercice de 5 000 options de souscription d'actions.

21.2.1 Objet social de la Société (article 3 des statuts)

La Société a pour objet :

L'étude, la réalisation, le financement, l'approvisionnement, l'exploitation et la vente soit directement ou indirectement, d'installations valorisant et/ou utilisant toute forme d'énergie fossile ou renouvelable ainsi que tous produits, appareils et équipements électrométallurgiques, électroniques, électrochimiques, chimiques, gazeux, métallurgiques, électriques, mécaniques, thermiques, hydrauliques, de manutention et de traction,
La participation directe ou indirecte à toutes entreprises ou sociétés françaises ou étrangères créées ou à créer, dont l'objet social serait susceptible de concourir à la réalisation de l'objet social ou se rattacherait à cet objet ou à des objets similaires ou connexes, la prise en gérance de ces entreprises ou sociétés,
et, d'une façon générale, toutes opérations industrielles, commerciales, mobilières ou immobilières se rattachant directement ou indirectement à ce qui précède ou pouvant être utiles à l'objet social ou en faciliter la réalisation et le développement.

21.2.2 Dispositions statutaires concernant les organes d'administration et de direction de la Société (articles 19 à 29 des statuts)

Article 19 des statuts

L'Administration de la Société est confiée à un conseil composé de trois membres au moins et de douze membres au plus, nommés par l'Assemblée Générale des actionnaires.

La durée des fonctions de chaque membre du Conseil d'Administration est de quatre années, les années se comptant d'une assemblée annuelle à la suivante.

Les administrateurs sortants pourront toujours être réélus.

Si une place d'administrateur devient vacante, par démission ou par décès, dans l'intervalle de deux Assemblées Générales, le Conseil peut procéder à une nomination, à titre provisoire, pour la durée restant à courir du mandat de l'administrateur remplacé, en vue de compléter son effectif.

L'Assemblée Générale Ordinaire, lors de sa première réunion procède à l'élection définitive. Toutefois, si le nombre des Administrateurs descend au-dessous du minimum légal de trois, le Conseil ou, à défaut, les Commissaires aux Comptes, réuniront immédiatement l'Assemblée pour le compléter. Le même pouvoir appartient à tout intéressé, dans les conditions prévues par la loi.

Si les nominations faites par le Conseil d'Administration n'étaient pas ratifiées par l'Assemblée Générale, les délibérations prises et les actes accomplis par lui n'en seraient pas moins valables.

Le nombre des administrateurs ayant dépassé l'âge de 70 ans ne peut être supérieur au tiers du nombre des administrateurs en fonction. Lorsque cette proportion se trouve dépassée, l'Administrateur le plus âgé n'ayant pas exercé ou n'exerçant pas les fonctions de Président ou n'ayant pas exercé des fonctions de Directeur Général dans la Société, cesse ses fonctions lors de la prochaine Assemblée Générale, à moins que la proportion ci-dessus n'ait été établie par une décision du Conseil, prise en application du présent article.

Article 20 des statuts

Les Administrateurs doivent être propriétaires chacun de quatre cents (400) actions inscrites sous la forme nominative, pendant toute la durée de leur mandat.

Si au cours de sa nomination un Administrateur n'est pas propriétaire du nombre d'actions visé cidessus ou si en cours de mandat il cesse d'en être propriétaire, il est réputé être démissionnaire d'office s'il n'a pas régularisé sa situation dans un délai de six (6) mois.

Article 21 des statuts

Les Administrateurs reçoivent à titre de rémunération de leur mandat, des jetons de présence dont l'Assemblée Générale fixe la valeur et une part dans les bénéfices dans les termes de l'article 45.

Article 22 des statuts

Le Conseil nomme parmi ses membres un Président de nationalité française ou ressortissant d'un Etat membre de l'Espace Economique Européen, et s'il y a lieu, détermine sa rémunération. Cette nomination est faite pour une durée qui peut être égale à celle de son mandat d'Administrateur. Le Conseil nomme un secrétaire choisi parmi ses membres ou en dehors d'eux.

Le Président représente le Conseil d'Administration. Il organise et dirige les travaux de celui-ci, dont il rend compte à l'Assemblée Générale. Il veille au bon fonctionnement des organes de la Société et s'assure, en particulier, que les Administrateurs sont en mesure de remplir leur mission.

Le Président qui, au cours de l'exercice de ses fonctions, atteint l'âge de 65 ans, est maintenu dans ses fonctions jusqu'à l'expiration de la période pour laquelle il a été nommé. Il peut être alors renouvelé par le Conseil d'Administration dans les fonctions de Président, mais pour une ou des périodes dont le total n'excède pas la durée d'un mandat d'Administrateur.

En cas d'absence ou d'empêchement du Président, le Conseil désigne le Président de séance parmi les Administrateurs présents.

Le Conseil d'Administration se réunit sur la convocation du Président ou de la moitié de ses membres aussi souvent que l'intérêt de la Société l'exige, soit au siège social, soit en tout autre endroit indiqué dans la convocation.

Toutefois, des Administrateurs constituant au moins le tiers des membres peuvent, en indiquant l'ordre du jour de la séance, convoquer le Conseil si celui-ci ne s'est pas réuni depuis plus de deux mois. Le Directeur Général peut également demander au Président de convoquer le Conseil d'Administration sur un ordre du jour déterminé.

Les convocations sont faites par tous moyens et même verbalement.

Conformément aux dispositions légales et réglementaires et aux stipulations du Règlement Intérieur adopté par le Conseil d' Administration, et dans les limites qu'elles prévoient, les administrateurs qui participent aux réunions du Conseil d'Administration par des moyens de visioconférence ou de télécommunication permettant leur identification et garantissant leur participation effective sont réputés présents pour le calcul du quorum et de la majorité. Toutefois ces procédés ne pourront pas être utilisés pour l'établissement des comptes annuels et du rapport de gestion ainsi que pour l'établissement des comptes consolidés et du rapport sur la gestion du Groupe.

Tout Administrateur peut se faire représenter par un autre Administrateur à une séance déterminée. Le pouvoir peut être donné par simple lettre missive ou même par télégramme. Chaque Administrateur ne peut disposer au cours d'une même séance que d'un seul mandat. La présence de la moitié au moins des membres en exercice est nécessaire pour la validité des délibérations. Les décisions sont prises à la majorité des voix des membres présents ou représentés, l'Administrateur représentant un de ses collègues ayant deux voix. En cas de partage, la voix du Président de séance est prépondérante.

Article 23 des statuts

Les délibérations sont constatées par des procès-verbaux inscrits sur un registre spécial tenu conformément à la loi et signé par le Président de la séance et au moins un Administrateur. En cas d'empêchement du Président de séance, ces procès-verbaux sont signés par deux Administrateurs au moins.

Les procès-verbaux sont dressés conformément à la loi.

Les copies ou extraits de ces délibérations, à produire en justice ou ailleurs, sont valablement certifiés par le Président du Conseil d'Administration, un Directeur Général, l'Administrateur délégué temporairement dans les fonctions de Président ou un fondé de pouvoirs habilité à cet effet par le Conseil d'Administration.

Il est suffisamment justifié du nombre des Administrateurs en exercice ainsi que de leur présence ou de leur représentation à une séance du Conseil d'Administration par la production d'une copie ou d'un extrait du procès-verbal.

La justification d'une procuration donnée par le Conseil dans une délibération résulte suffisamment d'un extrait du procès-verbal mentionnant le pouvoir conféré.

Article 24 des statuts

Le Conseil d'Administration détermine les orientations de l'activité de la Société et veille à leur mise en œuvre. Sous réserve des pouvoirs expressément attribués aux Assemblées d'actionnaires et dans la limite de l'objet social, il se saisit de toute question intéressant la bonne marche de la Société et règle par ses délibérations les affaires qui la concernent. Il statue sur les orientations stratégiques de la Société et approuve préalablement toute opération significative se situant hors de la stratégie annoncée de l'entreprise, qu'il s'agisse d'investissements importants de croissance organique, d'opérations de restructuration interne ou d'opérations externes d'acquisition ou de cession.

Le Conseil d'Administration procède aux vérifications et contrôles qu'il juge opportuns. Il se tient régulièrement informé de la situation financière, de la situation de trésorerie ainsi que des engagements de la Société.

Article 25 des statuts

Choix entre les deux modalités d'exercice de la Direction Générale

Conformément à l'article L. 225-51-1 du Code de Commerce, la Direction Générale de la Société est assurée sous sa responsabilité, soit par le Président du Conseil d'Administration, soit par une autre personne physique nommée par le Conseil d'Administration et qui prend le titre de Directeur Général.

Le choix entre ces deux modalités d'exercice de la Direction Générale est effectué par le Conseil d'Administration. La délibération du Conseil relative au choix de la modalité d'exercice de la Direction Générale est prise à la majorité des Administrateurs présents ou représentés. Le choix du Conseil d'Administration est porté à la connaissance des actionnaires et des tiers dans les conditions prévues par la réglementation en vigueur.

Le changement de la modalité d'exercice de la Direction Générale n'entraîne pas une modification des statuts.

2. Direction Générale

En fonction de la modalité d'exercice retenue par le Conseil d'Administration, le Président ou le Directeur Général assure sous sa responsabilité la Direction Générale de la Société.

Le Directeur Général est nommé par le Conseil d'Administration qui fixe la durée de son mandat, détermine, s'il y a lieu, sa rémunération et, le cas échéant, les limitations de ses pouvoirs.

Pour l'exercice de ses fonctions, le Directeur Général doit être âgé de moins de 70 ans. Lorsqu'en cours de mandat, cette limite d'âge aura été atteinte, le Directeur Général est réputé démissionnaire d'office et il est procédé à la désignation d'un nouveau Directeur Général.

Le Directeur Général est révocable à tout moment par le Conseil d'Administration. La révocation du Directeur Général non président peut donner lieu à des dommages-intérêts si elle est décidée sans juste motif.

3. Pouvoirs du Directeur Général

Le Directeur Général est investi des pouvoirs les plus étendus pour agir en toute circonstance au nom de la Société. Il exerce ces pouvoirs dans la limite de l'objet social, et sous réserve des pouvoirs expressément attribués par la loi aux assemblées générales et au Conseil d'administration.

Il représente la Société dans ses rapports avec les tiers. La Société est engagée même par les actes du Directeur Général qui ne relèvent pas de l'objet social, à moins qu'elle ne prouve que le tiers savait que l'acte en cause dépassait cet objet ou qu'il ne pouvait l'ignorer compte tenu des circonstances, étant précisé que la seule publication des statuts ne peut suffire à constituer cette preuve.

4. Directeurs Généraux Délégués

Sur proposition du Directeur Général, que cette fonction soit assumée par le Président du Conseil d'Administration ou par une autre personne, le Conseil d'Administration peut nommer une ou plusieurs personnes physiques chargées d'assister le Directeur Général avec le titre de Directeurs Généraux Délégués.

En accord avec le Directeur Général, le Conseil d'Administration détermine l'étendue et la durée des pouvoirs accordés aux Directeurs Généraux Délégués et fixe, s'il y a lieu, leur rémunération.

A l'égard des tiers, le Directeur Général Délégué ou les Directeurs Généraux Délégués disposent des mêmes pouvoirs que le Directeur Général.

En cas de cessation des fonctions ou d'empêchement du Directeur Général, les Directeurs Généraux Délégués conservent, sauf décision contraire du Conseil d'Administration, leurs fonctions et leurs attributions jusqu'à la nomination d'un nouveau Directeur Général.

Les Directeurs Généraux Délégués sont révocables, sur proposition du Directeur Général, à tout moment, par le Conseil d'Administration. La révocation des Directeurs Généraux Délégués peut donner lieu à des dommages-intérêts si elle est décidée sans justes motifs.

Article 26 des statuts

Le Conseil d'Administration peut nommer des Comités composés, soit d'Administrateurs, soit de Directeurs, soit d'Administrateurs et de Directeurs de la Société. Les membres de ces Comités sont chargés d'étudier les questions que le Conseil ou son Président soumet à leur examen.

Article 27 des statuts

Le Conseil d'Administration peut, en accord avec le Président, passer avec tous Directeurs des accords déterminant la durée de leurs fonctions, l'étendue de leurs attributions, les conditions de leur retraite ou de leur révocation.

Le Conseil d'Administration peut enfin conférer des pouvoirs à telle personne que bon lui semble, par mandat spécial et pour un ou plusieurs objets déterminés.

Article 28 des statuts (avant modification de cet article proposée à l'Assemblée Générale du 25 mai 2011 comme indiqué en annexe 3 du présent document de référence)

Toute convention intervenant entre la Société et l'un de ses Administrateurs ou son Directeur Général ou l'un de ses Directeurs Généraux Délégués doit être soumise à l'autorisation préalable du Conseil d'Administration dans les conditions fixées par la loi.

Il en est de même des Conventions auxquelles un Administrateur, le Directeur Général ou l'un des Directeurs Généraux Délégués est indirectement intéressé ou dans lesquelles il traite avec la Société par personne interposée.

Sont également soumises à autorisation préalable, les conventions intervenant directement ou indirectement par personne interposée entre la Société et une entreprise si l'un des Administrateurs, le Directeur Général ou l'un des Directeurs Généraux Délégués de la Société est propriétaire, associé indéfiniment responsable, Gérant, Administrateur, Directeur Général ou membre du Directoire ou du Conseil de Surveillance de l'entreprise.

Il en est de même pour toute convention conclue avec un actionnaire disposant d'une fraction des droits de vote supérieure à 5 % ou avec toute société contrôlant une société actionnaire détenant plus de 5 % du capital de la Société.

Le Président du Conseil d'Administration donne avis aux Commissaires aux Comptes de toutes les conventions autorisées, les Commissaires aux Comptes présentent à l'Assemblée Générale un rapport spécial sur ces conventions. L'Assemblée statue sur ce rapport dans les conditions prévues par la loi.

Les dispositions qui précèdent ne sont pas applicables aux conventions portant sur les opérations courantes et conclues à des conditions normales. Cependant, ces conventions sont communiquées par l'intéressé au Président du Conseil d'Administration qui en communique la liste aux administrateurs et aux Commissaires aux Comptes. Tout actionnaire a le droit d'avoir communication desdites conventions.

Article 29 des statuts

Le Président et les Membres du Conseil d'Administration répondent de l'exécution de leur mandat dans les conditions résultant des dispositions légales en vigueur.

21.2.3 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions (articles 9 à 12,14 à 18 et 40 des statuts)

Article 9 des statuts

Le montant des actions est payable, le quart au moins de leur valeur nominale augmenté, le cas échéant, de la totalité de la prime d'émission, lors de la souscription et le surplus aux dates qui seront fixées par le Conseil d'Administration dans le délai maximum de cinq ans.

En cas d'appel public à l'épargne et lorsque l'augmentation de capital s'est trouvée réalisée du seul fait de la garantie de bonne fin apportée dans les conditions prévues par la loi, le versement de la fraction libérée de la valeur nominale et, le cas échéant, de la totalité de la prime d'émission, doit intervenir au plus tard le trente-cinquième jour qui suit la clôture du délai de souscription.

Les actions non entièrement libérées seront nominatives jusqu'à leur entière libération.

Les appels de fonds sur les actions non entièrement libérées sont portés à la connaissance des actionnaires par un avis inséré dans un journal d'annonces légales du siège social quinze jours avant l'époque fixée pour chaque versement.

Les titulaires, les cessionnaires intermédiaires et les souscripteurs sont tenus solidairement du montant de l'action.

Article 10 des statuts

Tout versement en retard porte intérêt de plein droit, en faveur de la Société, au taux légal, à compter de l'exigibilité, sans demande en justice.

A défaut de paiement à l'échéance des versements autres que le premier, la Société peut, un mois après une mise en demeure notifiée à l'actionnaire défaillant par lettre recommandée avec accusé de réception, poursuivre dans les conditions prévues par la loi, la vente des actions qui n'ont pas été libérées des sommes exigibles sur leur montant. La Société aura le droit de faire procéder à la vente en bourse des actions pour le compte et aux risques et périls du retardataire, sans aucune autorisation de justice, par le ministère d'une société de bourses.

A l'expiration d'un délai de trente jours francs de la mise en demeure prévue ci-dessus, les actions sur le montant desquelles les versements exigibles n'ont pas été effectués cessent de donner droit à l'admission et aux votes dans les assemblées d'actionnaires et sont déduites pour le calcul du quorum.

Le droit aux dividendes et le droit préférentiel de souscription aux augmentations de capital attachés à ces actions sont suspendus. Après paiement des sommes dues, en principal et intérêt, l'actionnaire peut demander le versement des dividendes non prescrits. Il ne peut exercer une action du chef du droit préférentiel de souscription d'une augmentation de capital, après expiration du délai fixé pour l'exercice de ce droit.

Le produit net de la vente desdites actions s'impute, dans les termes de droit, sur ce qui est dû à la Société par l'actionnaire exproprié, lequel reste débiteur de la différence en moins ou profite de l'excédent.

La Société peut exercer également l'action personnelle et de droit commun contre l'actionnaire et ses garants, soit avant ou après la vente des actions, soit concurremment avec cette vente.

Article 11 des statuts

Les actions non entièrement libérées feront l'objet d'une inscription en compte sous la forme nominative jusqu'à leur entière libération.

Chaque versement sur toutes actions souscrites sera constaté par une mention portée au compte nominatif ouvert au nom du souscripteur.

Article 12 des statuts

Les actions entièrement libérées font l'objet d'une inscription en compte soit sous la forme nominative, soit sous la forme au porteur, au choix de l'actionnaire.

La transmission des actions, quelle que soit leur forme, s'opère par virement de compte à compte, dans les conditions et selon les dispositions législatives et réglementaires en vigueur.

Article 14 des statuts

Sauf les droits qui seraient accordés aux actions de priorité, s'il en était créé, chaque action donne droit dans la propriété de l'actif social à une part proportionnelle à la quotité du capital qu'elle représente.

Elle donne droit, en outre, à une part des bénéfices, ainsi qu'il est stipulé sous les articles 45 et 48 des statuts.

Toute action donne droit, en cours de Société, comme en liquidation, au règlement de la même somme nette pour toute répartition ou tout remboursement ; en conséquence, il sera, le cas échéant, fait masse entre toutes les actions indistinctement de toutes exonérations fiscales comme de toutes taxations auxquelles cette répartition ou ce remboursement pourrait donner lieu et qui seraient susceptibles d'être prises en charge par la Société, le tout en tenant compte éventuellement du capital amorti et non amorti, du montant nominal des actions et des droits des actions de catégories différentes.

Article 15 des statuts

Les actionnaires ne sont engagés que jusqu'à concurrence du capital de chaque action. Au-delà, tout appel de fonds est interdit.

Article 16 des statuts

Toute action étant indivisible à l'égard de la Société, tous les copropriétaires indivis d'une action sont obligés de se faire représenter auprès de la Société par une seule et même personne.

Article 17 des statuts

La propriété d'une seule action emporte de plein droit adhésion aux statuts de la Société et aux décisions de l'Assemblée Générale.

Chaque fois qu'il est nécessaire de posséder plusieurs actions pour exercer un droit quelconque, notamment en cas d'échange ou d'attribution de titres à l'occasion d'une opération telle que réduction du capital, augmentation de capital par incorporation de réserves, fusion ou autrement, les titres isolés ou en nombre inférieur à celui requis ne confèrent aucun droit contre la Société, les actionnaires devant faire leur affaire personnelle du groupement, et éventuellement de l'achat ou de la vente du nombre d'actions ou de droits nécessaires.

Article 18 des statuts

Les héritiers ou créanciers d'un actionnaire ne peuvent, sous quelque prétexte que ce soit, provoquer l'apposition des scellés sur les biens et les valeurs de la Société, en demander le partage ou la licitation, ni s'immiscer en aucune manière dans son administration.

Ils doivent, pour l'exercice de leurs droits, s'en rapporter aux inventaires sociaux et aux délibérations de l'Assemblée Générale.

Article 40 des statuts, cité in extenso au paragraphe 21.2.5 infra

21.2.4 Actions nécessaires pour modifier les droits des actionnaires (article 39 des statuts)

L'Assemblée Générale Extraordinaire est seule habilitée à modifier les statuts dans toutes leurs dispositions. Elle ne peut toutefois augmenter les engagements des actionnaires, sous réserve des opérations résultant d'un regroupement d'actions régulièrement effectué.

L'Assemblée Générale Extraordinaire ne peut changer la nationalité de la Société, à moins que le pays dont la Société envisage d'acquérir la nationalité et dans lequel elle désire transférer son siège social ait conclu avec la France une convention spéciale permettant ces opérations et conservant à la Société sa personnalité juridique.

La décision d'une Assemblée Générale de modifier les droits relatifs à une catégorie d'actions n'est définitive qu'après approbation par l'Assemblée spéciale des actionnaires de cette catégorie.

21.2.5 Assemblées Générales (article 31 à 42 des statuts)

Article 31 des statuts (avant modification de cet article proposée à l'Assemblée Générale du 25 mai 2011 comme indiqué en annexe 3 du présent document de référence)

L'Assemblée Générale se réunit de droit chaque année, dans le courant du premier semestre sous réserve de prolongation de ce délai par décision de justice.

Elle se réunit en outre extraordinairement toutes les fois que le Conseil en reconnait l'utilité.

L'Assemblée Générale peut également être convoquée, à défaut, par les personnes énoncées par la loi.

L'Assemblée Générale est convoquée dans les conditions prévues par la loi.

II est d'abord procédé à la publication d'un avis au Bulletin des Annonces Légales Obligatoires (BALO), 35 jours au moins avant la date de l'Assemblée. Cet avis mentionne la dénomination sociale, la forme de la société, le montant du capital social, l'adresse du siège social, l'ordre du jour de l'Assemblée, le texte des projets de résolution présentés à l'Assemblée par le Conseil d'Administration, les lieux et conditions dans lesquels peuvent être obtenus les formulaires de procuration et de vote par correspondance, les délais impartis pour l'envoi des demandes d'inscription de projets de résolution émanant d'actionnaires, les modalités de justification auprès de la Société de l'inscription en compte des actions au porteur et de leur indisponibilité jusqu'à la date de l'Assemblée.

Les demandes d'inscription de projets de résolution à l'ordre du jour sont envoyées à compter de la publication de l'avis au BALO et jusqu'à 25 jours avant la date de l'Assemblée Générale, ou dans le délai de 20 jours si l'avis est publié plus de 45 jours avant l'Assemblée Générale.

Un avis de convocation est effectué dans un journal habilité à recevoir les annonces légales dans le département du siège social, 15 jours au moins avant l'Assemblée Générale sur première convocation et 6 jours au moins avant l'Assemblée Générale sur seconde convocation.

Les convocations reprennent les mentions indiquées par la loi et les règlements.

L'usufruitier est convoqué tant à l'Assemblée Générale Ordinaire qu'à l'Assemblée Générale Extraordinaire.

Article 32 des statuts (avant modification de cet article proposée à l'Assemblée Générale du 25 mai 2011 comme indiqué en annexe 3 du présent document de référence)

L'Assemblée Générale se compose de tous les actionnaires, quel que soit le nombre de leurs actions, pourvu qu'elles soient libérées de versements exigibles et ne soient pas privées du droit de vote.

Peuvent seuls participer aux Assemblées :

1- Les propriétaires d'actions nominatives inscrites en compte trois jours ouvrés au moins avant le jour fixé pour la réunion.

2- Les propriétaires d'actions au porteur ayant, trois jours ouvrés avant la réunion, justifié de l'inscription en compte de leurs actions et de l'indisponibilité de celles-ci jusqu'à la date de l'Assemblée.

Les propriétaires d'actions nominatives ou au porteur devront en outre, dans le délai de trois jours avant la réunion, avoir déposé une formule de procuration ou de vote par correspondance ou le document unique en tenant lieu ou, si le Conseil d'Administration en a ainsi décidé, une demande de carte d'admission.

Tout actionnaire peut se faire représenter à l'Assemblée Générale par son conjoint ou par un mandataire pourvu que ce mandataire soit lui-même membre de l'Assemblée. Il est également valablement représenté par son représentant légal ou judiciaire.

Les actionnaires personnes morales peuvent déléguer à l'Assemblée Générale tout associé en nom, administrateur ou membre de leur personnel, muni d'une attestation de ses fonctions, qu'il soit ou non personnellement actionnaire.

Les copropriétaires d'actions indivises sont représentés aux Assemblées Générales par l'un d'eux ou par un mandataire unique. En cas de désaccord, le mandataire est désigné en justice à la demande du copropriétaire le plus diligent.

Le droit de vote attaché à l'action appartient à l'usufruitier dans les Assemblées Générales Ordinaires et dans les Assemblées Générales Extraordinaires.

Pour toute procuration d'un actionnaire sans indication de mandataire, le président de l'Assemblée Générale émet un vote favorable à l'adoption des projets de résolutions présentes ou agrées par le Conseil d'Administration et un vote défavorable à l'adoption de tous les autres projets de résolutions. Pour émettre tout autre vote, l'actionnaire doit faire choix d'un mandataire qui accepte de voter dans le sens indiqué par le mandat.

A toute formule de procuration devra être joint un formulaire de vote par correspondance ou un document unique en tenant lieu ainsi que tous les autres documents annexes dont la liste est fixée par la loi. Tout actionnaire peut, sur demande déposée ou reçue au siège de la Société, au plus tard six jours avant la réunion, du formulaire prévu, voter par correspondance dans les conditions prévues par la loi et la réglementation en vigueur.

Dans le cas ou, en contravention avec les règles établies, la Société se trouverait en présence, pour un même actionnaire, d'une formule de procuration et d'un formulaire de vote par correspondance, la formule de procuration serait prise en considération sous réserve des votes exprimés dans le formulaire de vote par correspondance.

Lors de la réunion de l'Assemblée, l'assistance personnelle de l'actionnaire annule toute procuration ou vote par correspondance à condition que celui-ci ait fait la demande expresse à la Société, dans les trois jours ouvrés précédant la réunion, d'une carte d'admission si le Conseil d'Administration en a ainsi décidé.

Article 33 des statuts

Les Assemblées Générales régulièrement convoquées et constituées représentent l'universalité des actionnaires.

Article 34 des statuts

L'Assemblée Générale est présidée par le Président du Conseil d'Administration ou, en cas d'empêchement, par un Vice-Président s'il en a été nommé ; à défaut, par un Administrateur désigné par le Conseil si la convocation émane de ce dernier.

Les fonctions de scrutateurs sont remplies par les deux plus forts actionnaires, tant en leur nom que comme mandataires présents et acceptant.

Le Bureau désigne le Secrétaire qui peut être pris en dehors des membres de l'Assemblée.

Il est tenu une feuille de présence. Elle contient les mentions exigées par la loi. Cette feuille dûment émargée par les actionnaires présents et les mandataires, est certifiée exacte par le bureau de l'Assemblée ; elle est déposée au siège social et doit être communiquée à tout requérant.

Article 35 des statuts

L'ordre du jour de l'Assemblée est fixé par l'auteur de la convocation.

Toutefois, un ou plusieurs actionnaires représentant au moins la quotité du capital prévue par les dispositions législatives ou réglementaires, pourront requérir l'inscription à l'ordre du jour de projets de résolutions. Pour pouvoir jouir ainsi de cette faculté, les actionnaires sont avisés suivant les modalités et dans les délais prévus par la loi.

Il ne peut être mis en délibération que les projets portés à l'ordre du jour. L'Assemblée peut néanmoins en toutes circonstances révoquer un ou plusieurs Administrateurs et procéder à leur remplacement.

Article 36 des statuts

L'Assemblée Générale Ordinaire ne délibère valablement sur première convocation que si les actionnaires présents ou représentés possèdent au moins un cinquième des actions ayant le droit de vote. Sur deuxième convocation, aucun quorum n'est requis.

L'Assemblée Générale Ordinaire, annuelle ou convoquée extraordinairement, statue à la majorité des voix dont disposent les actionnaires présents ou représentés.

L'Assemblée Générale Extraordinaire, sauf dérogation prévue par la loi, ne délibère valablement que si les actionnaires présents ou représentés possèdent au moins sur première convocation le quart et sur seconde convocation, le cinquième des actions ayant le droit de vote. A défaut, la deuxième assemblée peut être prorogée à une date postérieure de deux mois au plus à celle à laquelle elle avait été convoquée.

L'Assemblée Générale Extraordinaire statue à la majorité des deux tiers des voix dont disposent les actionnaires présents ou représentés sauf dérogation prévue par la loi.

Les Assemblées spéciales ne délibèrent valablement que si les actionnaires présents ou représentés possèdent au moins sur première convocation le tiers et sur seconde convocation le cinquième des actions ayant le droit de vote et dont il est envisagé de modifier les droits. A défaut, la deuxième assemblée peut être prorogée à une date postérieure de deux mois au plus à celle à laquelle elle avait été convoquée.

Les Assemblées spéciales statuent dans les mêmes conditions que les Assemblées Générales Extraordinaires.

Article 37 des statuts

Dans toutes les Assemblées Générales, le quorum est calculé sur l'ensemble des actions composant le capital social, non compris celles qui sont privées du droit de vote en vertu des dispositions législatives ou réglementaires, et chaque actionnaire a autant de voix qu'il possède ou représente d'actions libérées des versements exigibles sans autre limitation que celles résultant de la législation en vigueur.

Article 38 des statuts

L'Assemblée Générale Ordinaire entend le rapport du Conseil d'Administration sur les affaires sociales, ainsi que les rapports des Commissaires.

Elle discute, approuve ou redresse les comptes ; elle fixe les dividendes à répartir ; la délibération contenant l'approbation du bilan et des comptes doit être précédée du rapport des Commissaires aux Comptes à peine de nullité.

Elle statue sur le rapport spécial des Commissaires aux Comptes prévu par la loi.

Elle nomme les Administrateurs et les Commissaires.

Elle détermine l'allocation du Conseil d'Administration en jetons de présence.

Elle décide les émissions d'obligations ; elle peut déléguer au Conseil d'Administration les pouvoirs nécessaires pour procéder à ces émissions d'obligations, en une ou plusieurs fois, dans le délai de cinq ans et d'en arrêter les modalités.

Elle autorise la Société à opérer en Bourse sur ses propres actions, aux conditions et dans les limites fixées par la loi.

Elle délibère sur toutes autres propositions portées à l'ordre du jour, et qui ne sont pas de la compétence de l'Assemblée Générale Extraordinaire.

Article 39 des statuts

L'Assemblée Générale Extraordinaire ne peut changer la nationalité de la Société, à moins que le pays dont la Société envisage d'acquérir la nationalité et dans lequel elle désirer transférer son siège social ait conclu avec la France une convention spéciale permettant ces opérations et conservant à la Société sa personnalité juridique.

Article 40 des statuts

A compter de la convocation de toute Assemblée Ordinaire ou Extraordinaire et au moins pendant le délai de quinze jours qui précède la date de la réunion, tout actionnaire a le droit de prendre connaissance, au siège social, des documents et renseignements énumérés par la loi. Il ne peut prendre connaissance du rapport des Commissaires aux Comptes que pendant ce même délai de quinze jours.

Tout actionnaire nominatif ou ayant justifié l'inscription en comptes de ses actions dans les conditions prévues à l'article 32 des présents statuts, peut sur demande formulée par lui à compter de la convocation de l'Assemblée et jusqu'au cinquième jour inclusivement avant la réunion, obtenir de la Société l'envoi avant la réunion des documents et renseignements énumérés par la loi.

Sauf en ce qui concerne l'inventaire, le droit de prendre connaissance emporte celui de prendre copie.

Article 41 des statuts

Les délibérations de l'Assemblée Générale sont constatées par des procès-verbaux inscrits sur un registre spécial tenu conformément à la loi et signés par les membres composant le bureau.

Les copies ou extraits de ces procès-verbaux à produire en justice ou ailleurs sont certifiés, soit par le Président du Conseil d'Administration, par un Administrateur exerçant les fonctions de Directeur Général ou par le Secrétaire de l'Assemblée.

Après la dissolution de la Société et pendant la liquidation, ces copies ou extraits sont certifiés par les liquidateurs ou l'un d'entre eux.

Article 42 des statuts

Les délibérations prises conformément aux lois en vigueur et aux statuts obligent tous les actionnaires, même les absents ou dissidents.

21.2.6 Clauses susceptibles d'avoir une incidence sur le contrôle

Néant.

21.2.7 Franchissements de seuils (article 13 des statuts)

Sans préjudice des dispositions de l'article L. 233-7 du Code de Commerce, tout détenteur, direct ou indirect, d'une fraction du capital de la société égale à un pour cent ou un multiple de ce même pourcentage inférieur à cinq pour cent est tenu d'en informer la société dans le délai de cinq jours à compter du franchissement, dans l'un ou l'autre sens, de chacun de ces seuils.

Conformément aux dispositions légales applicables en la matière, et notamment à l'article L. 228-2 du Code de Commerce, la Société est en droit de demander à tout moment au dépositaire central qui assure la tenue du compte émission de ses titres, selon le cas, le nom ou la dénomination, la nationalité, l'année de naissance ou l'année de constitution et l'adresse des détenteurs de titres conférant immédiatement ou à terme le droit de vote dans ses propres Assemblées d'actionnaires ainsi que la quantité de titres détenue par chacun d'entre eux et, le cas échéant, les restrictions dont les titres peuvent être frappés.

21.2.8 Modifications du capital social (article 8 des statuts)

Le capital social, sur la proposition du Conseil d'Administration, pourra être augmenté ou réduit par tous moyens permis par les lois en vigueur, en vertu d'une délibération de l'Assemblée Générale Extraordinaire.

En cas de réduction du capital social, l'Assemblée Générale pourra toujours obliger les actionnaires à céder ou à acheter des actions anciennes pour permettre l'échange d'anciens titres contre de nouveaux, avec ou sans soulte à payer ou à recevoir, alors même que la réduction décidée ne serait pas consécutive à des pertes.

CHAPITRE 22 : CONTRATS IMPORTANTS

Chaque fois qu'est construite une unité de production d'électricité, la société porteuse du projet et appelée à l'exploiter, conclut un contrat à long terme de fourniture d'électricité avec l'exploitant du réseau : EDF en France, le Central Electricity Board CEB à l'île Maurice ENDESA en Espagne et GSE en Italie.

Chaque contrat est spécifique à un site et à la source d'énergie employée.

Toute l'électricité à produire est ainsi « prévendue » pour de longues périodes.

22.1 ÉNERGIE THERMIQUE

Contrats de longue durée entre les Compagnies Thermiques exploitant les centrales du Groupe dans les DOM et EDF – Systèmes Energétiques Insulaires (EDF-SEI)

Ces contrats sont les suivants :

Contrat concernant CTBR-1 et CTBR-2 en date du 19 novembre 2004 complété par un avenant du 18 avril 2005 (disponibilité anticipée) un avenant du 5 juillet 2005 (remplacement d'un indice), un avenant en date du 10 juillet 2009 (Quotas CO² ) et un avenant en date du 4 mai 2010 (prime bagasse).
Contrat concernant CTG-A en date du 17 décembre 2003 complété par un avenant du 14 mars 2005 (disponibilité anticipée), un avenant du 11 juillet 2005 (remplacement d'un indice), un avenant d'août 2006 (fourniture à EDF de l'électricité supplémentaire produite grâce à un investissement économiseur de vapeur de la Sucrerie de la Réunion), un avenant en date du 10/07/2009 (Quotas CO² ) et un avenant en date du 4 mai 2010 (prime bagasse).
Contrat concernant CTG-B en date du 14 avril 2004 complété par un avenant du 18 avril 2005 (disponibilité anticipée), un avenant du 11 juillet 2005 (remplacement d'un indice), un avenant d'avril 2008 (augmentation de la puissance disponible), un avenant en date du 10/07/2009 (Quotas CO² )et un avenant en date du 4 mai 2010 (prime bagasse).
Contrat concernant CTM en date du 15 mars 2004 complété par un avenant du 18 avril 2005 (disponibilité anticipée), un avenant du 6 juillet 2005 (remplacement d'un indice), un avenant en date du 10/07/2009 (Quotas CO² ) et un avenant en date du 11 juin 2010 (prime bagasse).
Contrat concernant CCG, pour la turbine à combustion implantée sur ce site, en date du 27 octobre 2006.
Contrat concernant la future centrale Caraïbes Energie en date du 25 mars 2008.
2) Les dates contractuelles d'achèvement de ces contrats sont (sauf prorogation par avenant) :
Pour CTBR-1 et CTBR-2 la plus tardive de ces deux dates : le 31 décembre 2038 ou la mise en service de CTBR-2 + 35 ans. CTBR-2 ayant été mise en service fin 2004, le contrat prendra fin en fin 2039,
Pour CTG-A : le 31 décembre 2030,
Pour CTG-B : le 31 décembre 2030,
Pour CTM : le 31 décembre 2033,
Pour CCG : le 7 janvier 2031,
Pour Caraïbes Energie : le 30 septembre 2040.

3) La structure générale de ces contrats est celle que retient EDF pour l'ensemble de ses relations contractuelles avec des fournisseurs d'électricité de gré à gré, avec certaines spécificités pour le contrat concernant CCG applicable à une turbine à combustion destinée à couvrir des besoins de pointe du réseau et fonctionnant à partir de fioul domestique (les dispositions de ce contrat étaient prédéterminées par l'appel d'offres remporté par le Groupe, dont cette installation a fait l'objet de la part des pouvoirs publics).

Aux termes de leurs dispositions, chaque centrale fournit à EDF, acheteur unique :

Une disponibilité en puissance rémunérée par une prime fixe annuelle, prime assortie d'un système de bonus/malus et de pénalités, et affectée d'un mécanisme d'indexation. EDF acquiert ainsi le droit de disposer de la capacité de la centrale lorsqu'elle en exprime le besoin, moyennant le paiement de la prime fixe qui couvre toutes les charges fixes générées par le financement, la construction et le maintien en état de bon fonctionnement, ainsi que la marge du producteur. La prime fixe est calculée selon la formule suivante : Prime fixe = Prime fixe de référence x (Disponible effectif / Disponible contractuel). Pour chaque centrale, la prime fixe de référence est indexée selon un indice composite regroupant des indicateurs de variation de coûts de main d'œuvre et d'équipements. De plus, pour les centrales mises en service avant 2007 (c'est-à-dire à l'exclusion de CE et CCG), la prime fixe de référence subit des réductions par palier. Les refinancements successifs mis en place pour chaque centrale à l'échéance du financement initial doivent permettre, sur l'horizon du contrat, par le biais de baisses des charges de financement, d'assurer une stabilité des flux de trésorerie nets générés par la centrale hors mécanisme d'indexation, après réduction de la prime fixe de référence. Les prochaines réductions de prime fixe de référence devant intervenir concernent les tranches CTG-A (réduction d'environ 4 M€ en 2011 consécutive à l'échéance du crédit-bail existant intervenue en 2010) et CTBR-1 (réduction d'environ 4 M€ en 2011 consécutive à un refinancement de crédit-bail intervenu dès 2007). Dans ce cas de CTBR-1, le délai important écoulé entre l'échéance du contrat de crédit-bail en 2007 et la baisse de la prime fixe de référence a entraîné un accroissement temporaire des flux de trésorerie nets générés par la centrale sur cette période. Les réductions de prime fixe à compter du premier janvier 2011 sont indiquées dans le tableau ci-dessous :

en €	01/01/11	01/01/14	01/01/18	01/01/19	01/01/23	01/01/24	01/01/28
CTBR1	3 653 015		3 130 811				11 035 757	Valeur 1/1/2003
CTBR2				3 661 704				Valeur 1/1/2003
CTG - A	3 647 501				3 126 086			Valeur 1/1/2003
CTG -B				5 219 983				Valeur 1/1/2004
CTM		4 103 429				3 393 254		Valeur 1/1/2003

Une production d'électricité rémunérée par un prix proportionnel, différent selon qu'il s'agit d'électricité d'origine charbon, d'origine bagasse ou d'origine mixte, indexé notamment sur le prix des approvisionnements en combustible.
Des services de modulations (baisses de puissance ou arrêts-démarrage à la demande du réseau) rémunérés par des prix spécifiques, indexés comme le prix proportionnel « charbon ».

Les réductions de prime fixe suivantes concernent les tranches CTBR 1

À l'île Maurice, les contrats conclus avec le CEB ont une durée de 20 ans et peuvent être prolongés à tout instant par accord entre les parties. Le premier contrat avec le CEB à arriver à expiration prendra fin en 2020.

Le prix d'achat de l'électricité est fondé sur :

un paiement pour mise à disposition des capacités qui peut être réduit si le taux de disponibilité de la centrale est inférieur à celui stipulé par le contrat,
le prix de vente de l'énergie au KWh qui est indexé sur le prix des approvisionnements en combustibles.

22.2 ENERGIE SOLAIRE

22.2.1 Contrats sur l'électricité produite

Dans l'énergie solaire, le Groupe bénéficie de la réglementation faisant obligation à l'exploitant du réseau de distribution d'électricité d'acheter la totalité du courant produit à un prix généralement appelé « tarif de rétrocession au réseau » ou « tarif d'achat » dans le cadre de contrats d'une durée de 20 à 25 ans (20 ans en France).

Ces contrats sont en France signés après la passation avec EDF d'une convention de raccordement.

La première centrale photovoltaïque du Groupe est entrée en service à la Réunion en décembre 2006 et le premier contrat conclu avec EDF pour la fourniture d'électricité d'origine solaire expirera en 2026.

Le tableau ci-dessous récapitule l'évolution des conditions économiques en vigueur sur les marchés pour lesquels le Groupe a implanté ou vise à implanter des unités de production photovoltaïque :

CHAP. 22 : CONTRATS IMPORTANTS

France (contrats d'une durée de vingt ans)
Tarifs applicables aux différentes situations	Tarifs (arrêté du 10/07/2006) pour les installations en service au 15/01/2010 et celles ayant fait l'objet d'une demande de contrat d'achat avant le 1/11/2009, ou de la signature de la PTF(*) de raccordement et du versement de son premier acompte avant le 11/1/2010	Tarifs (arrêtés des 12/1, 15/01 et 16/03/2010) pour les installations mises en service après le 15/01/2010 ne remplissant pas les conditions de conservation des dispositions de l'arrêté du 10/07/2006	Tarifs (arrêté du 31/08/2010) pour les installations mises en service à partir du 1/09/2010, et n'entrant pas dans le cadre des dispositions spécifiques ci après : -maintien des dispositions de l'arrêté du 10/07/2006 pour les installations ayant été autorisées à conserver ce régime par les arrêtés de janvier et mars 2010. -maintien de la grille tarifaire de janvier 2010 pour les installations ayant fait l'objet d'une demande de raccordement avant le 1/09/2010, et pour celles de puissance > 36 kW ≤ 250 kW ayant fait l'objet d'une demande de contrat d'achat avant le 11/01/2010.
France métropolitaine	-Installations sans intégration au bâti : 30 C€/KWh. - Installations intégrées au bâti : 55 C€/KWh. -Formule d'indexation basée sur deux coefficients : K = 0,5 * (ICHTTS/ICHTTS0) + 0,5 * (PPEI/PPEI0) L = 0,4 + 0,3 * (ICHTTS/ICHTTS0) + 0,3 * (PPEI/PPEI0)	-Installations sans intégration au bâti : 31,4 C€/KWh x coefficient R variant de 1 dans les départements les plus ensoleillés à 1,20 dans les départements les moins ensoleillés. -Installations bénéficiant de la prime d'intégration au bâti situées sur un bâtiment à usage principal d'habitation : 58 C€/KWh. -Installations bénéficiant de la prime d'intégration au bâti situées sur d'autres bâtiments : 50 C€/KWh (58 pour les bâtiments Enseignement et Santé) -Installations bénéficiant de la prime d'intégration simplifiée au bâti: 42 C€/KWh. -Formule d'indexation basée sur un indice : L = 0,8 + 0,1 * (ICHTTS/ICHTTS0) + 0,1 * (PPEI/PPEI0)	- Installations sans intégration au bâti : 27,6 C€/KWh x coefficient R variant de 1 dans les départements les plus ensoleillés à 1,20 dans les départements les moins ensoleillés. -Installations bénéficiant de la prime d'intégration au bâti situées sur un bâtiment à usage principal d'habitation : .de puissance < 3 kW : 58 C€/KWh .de puissance > 3 kW : 51 C€/KWh -Installations bénéficiant de la prime d'intégration au bâti situées sur d'autres bâtiments 44 C€/KWh (51 pour les bâtiments Enseignement et Santé) -Installations bénéficiant de la prime d'intégration simplifiée au bâti : 37 C€/KWh
DOM	-Installations sans intégration au bâti : 40 C€/KWh. -Installations intégrées au bâti : 55 C€/KWh.	-Installations sans intégration au bâti : 40 C€/KWh. -Installations bénéficiant de la prime d'intégration ou de la prime d'intégration simplifiée au bâti: mêmes tarifs qu'en métropole.	-Installations sans intégration au bâti : 35,2 C€/KWh. -Installations bénéficiant de la prime d'intégration ou de la prime d'intégration simplifiée au bâti : mêmes tarifs qu'en métropole.

France (contrats d'une durée de vingt ans)

Tarifs applicables aux différentes situations

Suspension pour trois mois à compter du 10 décembre 2010 de l'obligation d'achat pour les installations non mises en service sauf pour : . les installations dont la somme des puissances-crêtes sur la même toiture ou la même parcelle est inférieure ou égale à 3 kW, . et les installations dont le porteur du projet a accepté la PTF de raccordement au réseau avant le 2 décembre 2010, et qui sont mises en service dans les 18 mois à compter de cette acceptation ou dans les 9 mois à compter du 10 décembre 2010 lorsque l'acceptation de PTF est antérieure à cette date de plus de neuf mois.
Interdiction du dépôt de nouvelles demandes durant la période de suspension de trois mois à compter du 10 décembre 2010.
Obligation à l'issue de la période de suspension de déposer pour les demandes ayant fait l'objet de cette suspension une nouvelle demande complète de raccordement.
Ces dispositions sont applicables aussi bien dans les DOM qu'en France métropolitaine.

Détermination par arrêtés du 4 mars 2011 d'un dispositif selon lequel :

les installations sur bâtiments d'une puissance unitaire supérieure à 11 kW et les installations au sol relevant d'un régime d'appels d'offres et non plus de tarifs d'achat (sauf à accepter un tarif de 12 c/kWh n'ayant pas vocation à les rentabiliser). C'est ce régime d'appels d'offres qui s'appliquera aux projets du Groupe compte tenu de leur nature
les installations sur bâtiments d'une puissance unitaire inférieure à 100 kW pourront obtenir des tarifs d'achat différents selon le type de bâtiment (résidentiel, enseignement/santé, autres) et le type d'installation (intégration au bâti, intégration simplifiée au bâti). Ces tarifs marqueront dès leur mise en œuvre une forte diminution par rapport à ceux fixés antérieurement, et seront ensuite affectés de baisses trimestrielles d'autant plus accentuées que le nombre des demandes de raccordement aura dépassé le volume souhaité par les Pouvoirs publics respectivement pour le secteur résidentiel et pour le secteur non résidentiel).

Ce segment ne correspond pas au domaine d'intervention du Groupe.

Le tarif de rétrocession au réseau de distribution de l'électricité s'applique à la première tranche de production de 1500 heures par an et par MW en métropole continentale et 1800 heures dans les DOM et en Corse. (Ces chiffres passant respectivement à 2200 heures en métropole continentale et 2600 1800 heures dans les DOM et en Corse, pour les installations photovoltaïques pivotantes sur un ou deux axes permettant le suivi de la course du soleil).

Cette limitation n'a aucun impact pour le Groupe parce que le rendement autorisé par la technologie qu'il utilise correspond en moyenne à 1300 heures de production par an et par MW compte tenu des conditions météorologiques prévalant en France.

Espagne et Italie : tarifs applicables aux installations et projets du Groupe au 31/12/2010

Espagne (contrats de 25 ans)

Tarif applicable jusqu'en octobre 2008 (et dont ont bénéficié les installations totalisant 2,4 MW mises en service par le Groupe à ORGIVA)

417 €/MWh (indexé) pour les installations d'une capacité entre 100 kW et 10 MW mises en service avant septembre 2008

Italie (contrats de 20 ans)

Tarif fixe pour les centrales au sol, pour les installations achevées avant le 31 décembre 2010 (soit 2,0 MW pour le Groupe) de 346 €/MWh, auquel s'ajoute une rémunération par MWh variable selon l'évolution du prix de marché de l'électricité en Italie, d'environ 80 €/MWh

22.2.2 Contrat First Solar

Le contrat cadre du 6 juillet 2007 pour la fourniture de modules photovoltaïques avec la société First Solar stipule que First Solar s'oblige à livrer sur la période 2007-2012 un volume total défini et Séchilienne-Sidec s'oblige à acheter, sur la même période, ce volume donné à des prix fixés.

Au premier semestre 2009, la Société a renégocié ce contrat avec First Solar avec deux effets majeurs, matérialisés par un avenant :

Une diminution sensible des prix fixes annuels sur la période 2009-12 pour coller aux prix du marché.
La création en lieu et place des quantités annuelles (donc de la quantité totale contractuelle) d'une plage de variation contractuelle (avec notion de quantités minimales et maximales). La Société a la possibilité de figer avec un préavis raisonnable la quantité souhaitée au sein de cette plage de variation, cette nouvelle quantité devenant la quantité contractuelle. Cette tolérance permettra à la Société d'ajuster son stock de panneaux à l'obtention des financements de projets mais également de saisir des opportunités de diversification des approvisionnements de modules dans un marché où sont anticipés des tendances à une forte baisse des prix et une surproduction de modules.

L'effet combiné de ces deux points a ramené l'engagement contractuel minimum de 171 à 79 millions d'euros pour la période 2009-2012, se répartissant de manière égale sur la durée du contrat, hors mise en œuvre de la plage de variation contractuelle décrite ci-dessus.

Les autres points du contrat tels que les garanties de durée de vie et de puissance, de collecte et de recyclage en fin de vie sont restés inchangés.

L'entrée en vigueur de cet avenant en juillet 2009 avec rétroactivité sur le deuxième trimestre 2009 pour ce qui concerne la variabilité des quantités, a permis à la Société d'optimiser ses stocks de modules dès la mi-2009.

En 2011, de nouveaux avenants ont été conclus, qui ont ramené l'obligation d'achat de SECHILIENNE-SIDEC aux stricts besoins, représentant 10,85 MW, nécessités par l'achèvement de la construction d'une ferme photovoltaïque et la construction de deux autres fermes photovoltaïques utilisant des modules FIRST SOLAR dans les DOM. Le contrat continue cependant de permettre l'accès direct aux modules FIRST SOLAR pour le Groupe.

22.3 ÉNERGIE ÉOLIENNE

Les sociétés du Groupe exploitant des Eoliennes en France exercent cette activité dans le cadre des dispositions législatives et réglementaires qui font obligation à EDF de conclure avec les producteurs d'électricité d'origine Eolienne des contrats d'achat d'une durée de 15 ans, à tarif garanti. Ces contrats sont comme ceux relatifs à la fourniture d'électricité d'origine solaire signés après la passation avec EDF d'une convention de raccordement, et tiennent compte des conditions régissant l'achat d'électricité, y compris le tarif de rétrocession applicable, déterminées par les dispositions réglementaires du 8 juin 2001 et du 10 juillet 2006.

En France métropolitaine, où se situent les parcs éoliens construits et exploités par le Groupe, ainsi que les installations actuellement en construction, le tarif de rétrocession applicable aux contrats conclus ou demandés avant l'entrée en vigueur de l'arrêté du 10 juillet 2006 est de 83,8 €/MWh (base 2001) pendant les cinq premières années du contrat et compris entre 30,5 €/MWh et 83,8 €/MWh pendant les dix dernières années (prix en vigueur en 2001, indexés les années suivantes) ; le tarif de rétrocession applicable pour les contrats dont la signature a été demandée postérieurement à l'entrée en vigueur de l'arrêté du 10 juillet 2006 est de 82 €/MWh (base 2006) pendant les dix premières années du contrat et compris entre 26 €/MWh et 82 €/MWh (base 2006) pendant les cinq dernières années.

CHAPITRE 23 : INFORMATIONS PROVENANT DE TIERS, DÉCLARATIONS D'EXPERTS ET DÉCLARATIONS D'INTÉRÊTS

Néant.

CHAPITRE 24 : DOCUMENTS ACCESSIBLES AU PUBLIC

Pendant la durée de validité du présent document de référence, les documents suivants, ou une copie de ces documents, peuvent être consultés :

l'acte constitutif et les statuts de la Société ;
tous rapports, courriers et autres documents, informations financières historiques, évaluations et déclarations établis par un expert à la demande de la Société, dont une partie est incluse ou visée dans le présent document de référence ;
les informations financières historiques de la Société et de ses filiales pour chacun des trois exercices précédant la publication du présent document de référence.

L'ensemble des documents sociaux de SECHILIENNE-SIDEC devant être mis à la disposition des actionnaires est consultable au siège social de la Société.

L'ensemble des informations réglementées publiées par la Société et disponible sur son site Internet www.sechlienne-sidec.com

Le présent document de référence inclut le rapport financier annuel de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2010, devant être publié conformément aux articles L.451-1-2 du Code monétaire et financier et 222-3 du Règlement général de l'Autorité des marchés financiers. Une table de concordance entre le rapport financier annuel et le présent document de référence est présentée en Annexe 10 au présent document de référence.

Le document d'information annuel prévu par l'article 222-7 du Règlement général de l'AMF figure en Annexe 9 du présent document de référence.

CHAPITRE 25 : INFORMATIONS SUR LES PARTICIPATIONS

Ces informations sont détaillées dans la note 6 de l'annexe aux comptes consolidés de la Société, insérée au paragraphe 20 du présent document de référence.

La Société détient par ailleurs 4 % de la société ISERGIE, SA, localisée dans la région Rhône-Alpes, qui exploite un réseau de chaleur.

Cette société, au capital de 3 811 226 euros, a son siège social à Grenoble (86 rue des Martyrs) et est immatriculée au RCS de cette ville sous le numéro RCS B 393 203 567.

ANNEXE 1

RAPPORT DU PRESIDENT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION SUR LES CONDITIONS DE PREPARATION ET D'ORGANISATION DES TRAVAUX DU CONSEIL D'ADMINISTRATION ET SUR LE CONTROLE INTERNE AU SEIN DE LA SOCIETE ET DU GROUPE

Le présent rapport, qui porte sur la Société mère et les sociétés filiales, a été établi en application de l'article L. 225-37 du Code de Commerce. Il a été préparé par le secrétaire du Conseil d'Administration sous l'autorité du Président Directeur Général.

Sa préparation a donné lieu à l'audition de responsables et de membres de différents services.

Il a été examiné par le comité d'audit des comptes et des risques et soumis au Conseil d'Administration de la Société, qui l'a approuvé dans sa séance du 9 mars 2011.

1. Les conditions de préparation et d'organisation des travaux du Conseil d'Administration

1.1 Règles et principes applicables

Le Conseil d'Administration est organisé et accomplit les missions qui lui sont dévolues dans les conditions prévues par les dispositions légales applicables, les statuts de la Société et le règlement intérieur du Conseil d'Administration.

Code de gouvernement d'entreprise

Le Conseil d'Administration, au cours de sa réunion du 19 décembre 2008, a décidé que le Code de gouvernement d'entreprise des sociétés cotées AFEP/MEDEF est le code auquel la Société se réfère volontairement. Cette décision a été rendue publique le même jour. Ce code, dans sa version mise à jour en dernier lieu en décembre 2008, est disponible sur le site www.code-afep-medef.com.

Les statuts et le règlement intérieur du conseil d'administration ne comportent pas de dispositions destinées à assurer l'échelonnement des mandats des administrateurs, qui sont d'une durée de quatre ans. Le tableau inséré à l'article 14-1-1 du présent document de référence fait en effet ressortir l'absence de phénomène de concentration sur une seule année de l'expiration de ces mandats (répartie sur les années 2011, 2013 et 2014 pour les huit administrateurs en fonction en 2010).
L'acquisition d'actions attribuées gratuitement par délibérations des conseils d'administration des 28 août 2009, 25 janvier 2010 et 28 juillet 2010 sera fonction du seul cours de l'action de la Société à l'exclusion d'autres conditions de performance.

Ceci correspond au souhait de la Société que l'acquisition des actions résulte d'un critère dont la réalisation relève du Marché et reflète ainsi l'appréciation objective de sa situation économique et financière et de ses perspectives d'évolution.

Règlement intérieur du Conseil d'Administration

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration, adopté le 19 décembre 2008 et modifié en dernier lieu par le Conseil d'Administration du 26 janvier 2011, a pour objectif de compléter et préciser les règles légales, réglementaires et statutaires régissant l'organisation et le fonctionnement du Conseil d'Administration ainsi que les droits et devoirs de ses membres.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration comprend des stipulations relatives à la composition, aux attributions, au fonctionnement du conseil et des comités qui l'assistent, ainsi qu'à la rémunération des administrateurs.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration est prolongé par une charte de l'Administrateur qui énonce entre autres les règles visant à la prévention des conflits d'intérêts et les règles de déontologie boursière.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration est disponible sur le site Internet de la Société (www.sechilienne-sidec.com).

1.2 Organisation du fonctionnement du Conseil d'Administration

1.2.1 Composition du Conseil d'Administration

Membres du Conseil d'Administration

Le Conseil d'Administration est composé de huit membres nommés par l'Assemblée Générale pour une durée de quatre ans renouvelable. Les précisions concernant les administrateurs en fonctions sont données au paragraphe 14.1.1 du document de référence.

Le 17 mai 2006, le Conseil d'Administration a choisi le mode d'exercice de la Direction Générale en optant pour le cumul des fonctions de Président du Conseil d'Administration et de Directeur Général. En conséquence, le Conseil d'Administration est présidé par un Président qui exerce également les fonctions de Directeur Général. Depuis le 28 août 2008, Monsieur Nordine HACHEMI exerce les fonctions de Président Directeur Général dans laquelle il a été renouvelé le 16 juin 2009.

L'option pour le cumul des fonctions de Président Directeur Général a été retenue comme étant la plus adaptée à l'organisation et au mode de fonctionnement souhaitables du Groupe, et la mieux à même :

de valoriser la connaissance et l'expérience des affaires du Président,
de favoriser une relation étroite des Dirigeants avec les Actionnaires, et la réactivité du conseil,
d'assurer la coordination la plus efficace au sein du Groupe.

Les limitations aux pouvoirs du Président Directeur Général sont décrites au paragraphe 2.6 du présent rapport.

Le Président Directeur Général organise et dirige les travaux du Conseil, dont il rend compte à l'Assemblée Générale. Il veille au bon fonctionnement des organes de la Société et s'assure en particulier que les Administrateurs sont en mesure de remplir leur mission.

Les membres du Conseil d'Administration, au nombre de huit en 2010, comme les années précédentes, sont proposés à l'Assemblée Générale, et choisis par elle, à raison de leurs compétences, leur expérience, leur connaissance des métiers de l'Entreprise, leur intégrité et leur indépendance d'esprit.

Ont été Administrateurs en fonction en 2010, outre Monsieur Nordine HACHEMI (Président Directeur Général), Messieurs Michel BLEITRACH, Hervé DESCAZEAUX représentant Financière Hélios, Patrick de GIOVANNI, Xavier LENCOU-BARÊME, Guy RICO, Claude ROSEVEGUE et Jean STERN.

Il sera proposé à l'Assemblée générale du 25 mai 2011 d'adopter les résolutions requises par la venue à expiration à l'issue de cette Assemblée des mandats de Messieurs Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE, et par l'intervention de la loi 2011-103 du 27 janvier 2011 relative à la représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein des Conseils d'Administration et de surveillance et à l'égalité professionnelle. Les propositions formulées portent sur le renouvellement des mandats de Messieurs de GIOVANNI et ROSEVEGUE et sur la nomination comme administrateur de Madame Myriam MAESTRONI, qui portera le nombre des administrateurs à neuf.

Ces résolutions seront accompagnées des documents comportant les renseignements visés au 5° de l'article R 225-83 du Code de commerce.

Membres indépendants du Conseil d'Administration

Ne pas être salarié ou mandataire social de la Société, salarié ou administrateur de sa société mère ou d'une société qu'elle consolide et ne pas l'avoir été au cours des cinq années précédentes.
Ne pas être salarié ou mandataire social d'une société dans laquelle la société détient directement ou indirectement un mandat d'administrateur ou dans laquelle un salarié désigné en tant que tel ou un mandataire social de la société (actuel ou l'ayant été depuis moins de 5 ans) détient un mandat.
Ne pas être client, fournisseur, banquier d'affaire, banquier de financement
- . significatif de la société ou de son Groupe
- . ou pour lequel la société ou son Groupe représente une part significative de l'activité.
Ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social.
Ne pas avoir été l'auditeur de l'entreprise au cours des cinq années précédentes.
Ne pas être administrateur de l'entreprise depuis plus de douze ans.

L'indépendance des administrateurs a été revue par le Comité des nominations et des rémunérations du 21 janvier 2010 et les Conseils d'Administration du 25 janvier 2010 et du 26 janvier 2011. Il résulte de cet examen que la situation de chaque administrateur, autre que Monsieur Nordine HACHEMI (étant précisé que Monsieur Nordine HACHEMI n'a aucune fonction salariée dans le Groupe), est la suivante :

trois administrateurs sont directeurs associés d'Apax Partners SA, qui gère et conseille les fonds détenant la majorité du capital de Financière Hélios, actionnaire principal de la Société : Messieurs Hervé DESCAZEAUX, Patrick de GIOVANNI et Claude ROSEVEGUE ;
Monsieur Xavier LENCOU-BARÊME est salarié de la Société Séchilienne-Sidec ; et
Messieurs Michel BLEITRACH, Guy RICO et Jean STERN sont des administrateurs indépendants car ils remplissent l'ensemble des critères énoncés précédemment.

Le code de gouvernement d'entreprise AFEP/MEDEF indique que, dans les sociétés contrôlées, la part des administrateurs indépendants doit être d'au moins un tiers.

Au 31 décembre 2010, la société respectait ainsi cette prescription en comptant 3 administrateurs indépendants sur 8, soit 37,5 %. La proposition faite à l'Assemblée Générale du 25 mai 2011 de nommer un nouvel administrateur en la personne de Madame Myriam MAESTRONI portera le nombre d'administrateurs à neuf dont quatre administrateurs indépendants.

Obligation de détention d'actions de la Société

Les statuts de la Société, révisés par l'Assemblée Générale du 18 mai 2010 statuant à titre extraordinaire, font obligation aux administrateurs de détenir chacun quatre cents actions (400) inscrites sous la forme nominative, pendant toute la durée de leur mandat.

L'administrateur qui ne remplit pas cette condition lors de sa nomination, ou qui cesse de la remplir en cours de mandat, est réputé démissionnaire d'office s'il n'a pas régularisé sa situation dans un délai de six mois.

Le chapitre 14 du document de référence contient les informations relatives aux membres du Conseil d'Administration, en particulier les dates d'expiration de leurs mandats, leurs biographies, la liste des mandats détenus par eux dans toute société en 2010 et au cours des cinq dernières années. Les rémunérations et avantages les concernant sont présentées au chapitre 15 du document de référence

Participation du représentant du comité d'entreprise aux travaux du conseil, avec voix consultative

Le représentant du comité d'entreprise est systématiquement convoqué aux réunions du conseil pour y participer avec voix consultative. Il reçoit toutes les informations et toute la documentation adressées aux administrateurs.

1.2.2 Rôle du Conseil d'Administration

Le rôle du Conseil d'Administration est défini par la loi et les statuts, qui ont été modifiés en dernier lieu sur ce point par délibération de l'Assemblée Générale du 16 juin 2009 statuant à titre extraordinaire.

Le Conseil d'Administration est ainsi notamment investi des attributions suivantes :

déterminer les orientations de l'activité de la Société et veiller à leur mise en œuvre en se faisant présenter par son Président des rapports sur les affaires et projets en cours,
statuer sur les orientations stratégiques de la Société et approuver préalablement toute opération significative se situant hors de la stratégique annoncée de l'Entreprise, qu'il s'agisse d'investissements importants de croissance organique, d'opérations de restructuration interne ou d'opérations externes d'acquisition ou de cession,
se saisir de toute question intéressant la bonne marche de la Société,
se tenir régulièrement informé de la situation financière, de la situation de trésorerie ainsi que des engagements de la Société,
autoriser l'octroi de cautions, avals et garanties,
autoriser préalablement à leur conclusion les conventions et engagements « réglementés », conformément aux dispositions légales en vigueur et aux statuts de la Société,
procéder aux contrôles et vérifications qu'il juge opportuns,
établir et arrêter les comptes sociaux et consolidés ainsi que les comptes semestriels,
examiner les documents de gestion prévisionnels,
donner son autorisation pour les investissements requis par les projets industriels ou de croissance externe au cours de l'année et/ou leur financement,
autoriser toute cession (ou apport) d'actifs significatifs,
examiner tout projet d'opération de fusion, scission ou d'apport,
fixer les rémunérations du Président et du Directeur Général,
décider la création de comités chargés d'étudier les questions que le conseil lui-même, ou son Président, soumet, pour avis, à leur examen.

Le Conseil d'Administration revoit et approuve les informations publiées dans le rapport de gestion de la Société sur ses structures et sur ses pratiques de gouvernement d'entreprise.

1.2.3 Réunions et information du Conseil d'Administration

Le Conseil d'Administration se réunit aussi souvent que l'exige l'intérêt de la Société, et au moins quatre fois par an.

Chaque séance donne lieu à l'établissement d'un dossier préparatoire contenant les informations et documents nécessaires à l'examen des points à l'ordre du jour. Ce dossier est remis aux administrateurs préalablement aux réunions du Conseil d'administration afin de permettre une analyse des éléments figurant à l'ordre de jour. Il comprend l'ordre du jour de la réunion du Conseil d'Administration, les projets de résolutions, les projets de rapports et tout autre document nécessaire à l'examen des résolutions inscrites à l'ordre du jour.

En cours de séance, une présentation détaillée des points à l'ordre du jour est réalisée par le Président Directeur Général. Il peut pour compléter cette présentation ou pour fournir des précisions souhaitées par les Administrateurs, se faire assister par des collaborateurs ayant une connaissance particulière du dossier traité. Les Présidents des comités spécialisés sont entendus pour ce qui concerne ces instances. Les Commissaires aux Comptes sont également entendus lors des séances d'examen des comptes. Les présentations font l'objet de questions, donnent lieu à des échanges de vues et sont suivies de débats avant mise au vote des décisions. Celles-ci sont prises aux conditions de quorum et de majorité prévues par la loi :

l'Administrateur mandaté par un de ses collègues pour le représenter dispose de deux voix,
en cas de partage des voix, celle du président de séance (qui est normalement le président du Conseil, mais peut être un autre administrateur spécialement désigné par les autres membres si le président du Conseil est absent à une réunion) est prépondérante.

Un procès-verbal écrit de chaque réunion est établi, remis aux membres pour examen et commentaires, avant approbation du Conseil d'Administration lors de la séance suivante.

En dehors des séances, les Administrateurs reçoivent toutes les informations importantes concernant la Société et nécessaires à l'accomplissement de leur mission.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration qui est disponible sur le site internet de la Société comporte, entre autres dispositions, l'autorisation d'utiliser des moyens de visioconférence ou de télécommunications dans les conditions et limites conformes aux prescriptions du Code de Commerce. Cette autorisation a fait l'objet d'une résolution adoptée par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009 statuant à titre extraordinaire et modifiant les statuts sur ce point.

1.2.4 Evaluation du fonctionnement du Conseil d'Administration

Afin de se conformer aux recommandations AFEP/MEDEF, le règlement intérieur du Conseil d'Administration prévoit que le Conseil d'Administration revoit sa composition régulièrement, examine annuellement son fonctionnement et se réunit une fois par an hors la présence des Administrateurs internes à la Société en vue de procéder à l'évaluation des performances du Président Directeur Général (en cas du cumul des fonctions) ou du Président et du Directeur Général (en cas de dissociation des fonctions).

Au cours de la réunion du 22 novembre 2010, le conseil a effectué comme il l'avait déjà fait en décembre 2009 une démarche d'auto-évaluation au travers d'un questionnaire à remplir par les administrateurs et il a décidé que les résultats de cette consultation seraient analysés et discutés début 2011. Le Conseil d'Administration du 26 janvier 2011 a procédé à cette analyse. Le bilan d'évaluation du fonctionnement du Conseil d'Administration pour 2010 traduit une évolution positive au cours de l'année écoulée.

1.3 Travaux du Conseil d'Administration

En 2010, le Conseil d'Administration s'est réuni 11 fois (les 25 janvier, 15 mars, 22 mars, 2 avril, 22 avril, 18 mai, 28 juillet, 27 août, 3 novembre, 22 novembre et 17 décembre) avec un taux de présence de ses membres de 84 %, étant précisé que le Conseil ne peut délibérer que si la moitié au moins de ses membres sont présents.

Le Conseil d'Administration a notamment :

approuvé le budget 2010,
examiné et suivi l'exécution des données budgétaires prévisionnelles et l'évolution de la trésorerie et de l'endettement,
examiné les comptes sociaux et consolidés pour l'exercice clos le 31 décembre 2009,
examiné le document de référence pour l'exercice clos le 31 décembre 2009,
examiné les comptes semestriels, les rapports d'activité semestriels ainsi que la communication financière y afférente,
examiné les travaux des comités du Conseil d'Administration, parmi lesquels ceux du comité d'audit et comptes et des risques portant sur les propositions à soumettre à l'Assemblée Générale, nécessitées par l'expiration des mandats des commissaires aux comptes,
préparé l'assemblée générale des actionnaires de la Société du 18 mai 2010,
décidé l'attribution gratuite d'actions en application de la 20ème résolution de l'Assemblée Générale du 16 juin 2009, en complément des attributions décidées par le Conseil d'Administration du 25 août 2009. Ces nouvelles attributions ont concerné un salarié (en janvier 2010) et le Président Directeur Général (en juillet 2010),
décidé l'attribution d'options de souscription d'actions au bénéfice des salariés et du mandataire social de la Société, en application de la 23ème résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010,
délibéré sur la rémunération du Président Directeur Général après l'évaluation des performances de celui-ci réalisée lors du dernier conseil de l'exercice 2009 par les seuls administrateurs externes, et après audition du comité des nominations et rémunérations,
autorisé le lancement de divers projets précédemment examinés par le comité des engagements,
examiné et autorisé divers documents contractuels avec des fournisseurs et des établissements financiers, et le consentement à ceux-ci d'engagements et sûretés,
examiné la couverture des risques,
adopté (lors de sa séance du 22 novembre 2010) une nouvelle délibération relative aux autorisations d'octroi de cautions, avals et garanties, applicable en 2011,
et comme précédemment indiqué, effectué au cours de la réunion du 22 novembre 2010 une démarche d'autoévaluation,

Le 22 novembre 2010, le conseil a par ailleurs évalué les performances du Président-Directeur Général avec la participation des seuls administrateurs externes. Cette évaluation a été prise en compte par le conseil du 9 mars 2011 qui a délibéré sur la rémunération du Président Directeur Général après audition du Comité des nominations et rémunérations, lequel a rendu compte de sa réunion tenue le 4 mars 2011.

En 2011, le Conseil d'Administration s'est réuni les 7 et 26 janvier, 9 mars.

1.4 Les comités du Conseil d'Administration

Le Conseil d'Administration a créé trois comités spécialisés chargés de lui faire part de leurs avis, propositions ou recommandations, chacun dans son domaine respectif :

un comité d'audit, des comptes et des risques (nouvelle dénomination du Comité d'audit et des comptes adoptée par le Conseil d'Administration du 23 décembre 2009),
un comité des nominations et rémunérations,
un comité des engagements.

Les comités du Conseil d'Administration ont un pouvoir consultatif et exercent leurs attributions sous la responsabilité du Conseil d'Administration.

Les modalités d'organisation et de fonctionnement des comités du Conseil d'Administration sont régies par le règlement intérieur du Conseil d'Administration.

1.4.1 Le Comité d'audit, des comptes et des risques

Le comité d'audit, des comptes et des risques a été crée par le Conseil d'Administration du 11 décembre 2003 sous l'appellation « comité d'audit et des comptes ». Par décision en date du 23 décembre 2009, le Conseil d'Administration a modifié sa dénomination en « Comité d'audit des comptes et des risques ».

En 2010, Monsieur Jean STERN, président, FINANCIERE HELIOS, représentée par Monsieur Hervé DESCAZEAUX, et, Monsieur Michel BLEITRACH ont été les membres du Comité d'audit, des comptes et des risques. Cette composition comprend donc deux administrateurs indépendants sur trois membres, conformément aux recommandations du Code de Gouvernement d'entreprise de l'AFEP/MEDEF. Tous les membres présentent des compétences particulières en matière financière et comptable, comme le précise le paragraphe 16.3.4 du document de référence.

La délibération qui a créé le comité d'audit, des comptes et des risques lui a donné pour mission de préparer les délibérations du Conseil d'Administration en examinant les points énumérés ci-dessous et en lui rendant compte de son examen :

Examen des comptes et méthodes comptables utilisées (conformité des évaluations et choix comptables retenus par rapport aux standards de référence, reflet sincère et complet de la situation de la Société et de ses filiales, transparence, lisibilité, cohérence dans le temps),
Examen de la qualité du contrôle interne (existence et fonctionnement effectif d'organisations et de procédures de contrôle adaptées à la Société et ses filiales et permettant de prévenir raisonnablement les risques encourus et d'en rendre compte),
Choix et renouvellement des auditeurs externes, rotation des associés, examen des honoraires proposés, informations sur la totalité des honoraires perçus avec indication s'il y a lieu des honoraires perçus pour des prestations supplémentaires liées à la mission de contrôle légal.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration, adopté en premier lieu lors de la réunion du conseil du 19 décembre 2008, puis modifié à diverses reprises pour s'ajuster sur différents points aux recommandations de l'AMF et aux conclusions du groupe de travail formé par l'AMF sur le comité d'audit, stipule dans la rédaction en vigueur lors de l'établissement du présent rapport que le comité d'audit, des comptes et des risques assure le suivi des questions relatives à l'élaboration et au contrôle des informations comptables et financières et prépare les délibérations du Conseil d'Administration en procédant au suivi des points énumérés ci-dessous et en lui rendant compte de son activité :

a) Suivi du processus d'élaboration de l'information financière : information sur la situation financière, la politique financière et la stratégie financière de la Société et de ses filiales ; information sur les procédures d'élaboration, de collecte, d'analyse et de contrôle de l'information comptable et financière, notamment de l'information apportée aux actionnaires et au marché ; examen des communications de la Société et de ses filiales en matière comptable et financière ; examen de toute question de nature comptable ou financière soumise par le président du Conseil d'Administration , la Direction générale ou les commissaires aux comptes ; approbation de l'architecture d'ensemble des systèmes permettant d'élaborer l'information financière ; examen de la conformité des évaluations et choix comptables aux standards de référence et examen des moyens mis en œuvre au service des objectifs poursuivis (reflet sincère et complet de la situation de la Société et de ses filiales, transparence, lisibilité, cohérence dans le temps),

b) Suivi de l'efficacité des systèmes de contrôle interne et de gestion des risques : examen de l'organisation et de l'application des procédures de contrôle interne au sein de la Société et de ses filiales, revue des travaux et analyses effectués dans ce cadre, et des travaux analyses et rapports effectués par les auditeurs externes ; rencontres avec les responsables du contrôle interne et les auditeurs externes ; examen des procédures d'identification et de suivi des risques ; examen et suivi des risques identifiés, de leur classification et des plans de prévention et d'actions ; examen du rapport du président du Conseil d'Administration sur le fonctionnement du Conseil d'Administration, le contrôle interne et la gestion des risques,

c) Suivi des comptes annuels et semestriels ainsi que de l'information financière trimestrielle : informations sur le périmètre de consolidation, les méthodes comptables et les procédures de contrôle ; examen des comptes et notamment analyse des provisions et des risques et engagements hors bilan significatifs ; information sur les positions prises en matière comptable pour l'enregistrement des opérations importantes ; suivi de la revue des comptes sociaux et consolidés par les commissaires aux comptes ; examen préalable des projets de documents comptables présentés au Conseil d'Administration,

d) Suivi des conditions d'exercice des missions des auditeurs externes : supervision de la procédure de sélection ou de renouvellement des commissaires aux comptes ; examen des modalités de réalisation des missions, et des honoraires des auditeurs externes ; suivi de leur indépendance et des déclarations et informations actualisées relatives à cette indépendance.

Conformément à la délibération qui l'a créé et au règlement intérieur du Conseil d'Administration dans la rédaction en vigueur lors de l'établissement du présent rapport :

Le comité d'audit des comptes et des risques est composé de trois administrateurs au moins.
Au moins les deux tiers de ses membres doivent être des administrateurs indépendants au sens du code de gouvernement d'entreprise AFEP-MEDEF.
Les membres du comité doivent disposer à raison de leur formation et/ou de leur expérience professionnelle de compétences comptables et financières.
Le comité ne peut comprendre aucun dirigeant mandataire social.
Le comité est présidé par l'un de ses membres désigné par le Conseil d'Administration, Le comité se réunit au moins quatre fois par an et en tout état de cause avant les réunions du Conseil d'Administration au cours desquelles sont examinés les comptes annuels et semestriels, ainsi que l'information financière trimestrielle, et des sujets se rapportant à ses missions.
L'ordre du jour du comité est établi sous la responsabilité de son président.
Le comité dispose d'un secrétariat préparant les réunions sous l'autorité de son président.
Il reçoit tous les éléments, documents et informations relatifs à l'exercice de ses missions.
Il peut demander à rencontrer le président du Conseil d'Administration,
Il peut également entendre les administrateurs, les collaborateurs de la Société et de ses filiales, les auditeurs externes de la Société et de ses filiales.
Il peut demander, s'il l'estime nécessaire, l'aide d'experts extérieurs, la Société devant lui accorder les moyens financiers correspondants.
Le comité rend compte de l'exercice de ses missions au Conseil d'Administration, notamment par voie d'interventions de son président et de diffusion aux administrateurs des procès-verbaux de ses réunions, faisant état des présences et absences de ses membres.

Le Comité s'est réuni 4 fois en 2010. Le taux de présence était de 100 %.

Les principaux points examinés lors de ces travaux ont porté sur :

les comptes annuels de 2009 et semestriels de 2010 éclairés par l'audition des membres de la Direction Générale et des responsables des services comptables et du service du contrôle de gestion ainsi que par celle des commissaires aux comptes,
l'appréciation des processus de clôture et de l'efficacité des mesures mises en œuvre pour assurer l'identification la plus en amont possible des opérations dont le traitement des normes IFRS demande une analyse approfondie,
l'appréciation de la clarté, la lisibilité et la cohérence des indications comptables et de l'information financière publiée, et le suivi du caractère systématique, adéquat et aisément compréhensible des explications fournies, concernant notamment les variations d'une année sur l'autre des principales composantes de l'activité de la Société et du Groupe, tant en termes d'impact sur le chiffre d'affaires qu'en incidence sur les comptes de résultat,
le suivi des mesures de renforcement des structures de coordination, de reporting et de contrôle (fonction financière au sens large) prises en 2009-2010 sur ses recommandations pour s'ajuster à l'évolution des activités, du dimensionnement et des structures du Groupe,
l'analyse de l'actualisation de la matrice des risques établie par la Société avec sa contribution,
Le projet de rapport du Président du Conseil d'Administration sur les travaux du conseil et le contrôle interne, avant sa transmission au conseil et son insertion dans le document de référence,
le processus d'appel d'offres nécessité par la venue à expiration à l'issue de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010 des mandats des commissaires aux comptes de la Société.

En 2011, le comité d'Audit s'est réuni au complet le 7 mars.

1.4.2 Le Comité des nominations et rémunérations

Le Conseil d'Administration a créé, lors de sa séance du 20 octobre 2005, un Comité des rémunérations. Lors de sa séance du 19 décembre 2008, le Conseil d'Administration a élargi le rôle de ce comité et a modifié sa dénomination en « Comité des nominations et rémunérations ». Lors de sa séance du 25 janvier 2010, il en a délimité le champ d'action en matière de rémunération à l'émission après examen des propositions concernant la rémunération du Président Directeur Général, et à la discussion avec ce dernier de la politique globale de rémunération de la Société.

En 2010, après la substitution par la délibération du conseil du 25 janvier 2010 de Monsieur Guy RICO à Monsieur Hervé DESCAZEAUX comme membre de ce comité, celui-ci a été composé de Messieurs Michel BLEITRACH, président, Patrick de GIOVANNI et Guy RICO : la recommandation du Code de gouvernement d'entreprise AFEP-MEDEF préconisant une majorité d'administrateurs indépendants a donc été respectée, Messieurs BLEITRACH et RICO étant administrateurs indépendants.

Le rôle du comité des nominations et rémunérations, tel que défini par les délibérations du Conseil d'Administration des 19 décembre 2008 et 25 janvier 2010 et le règlement intérieur du Conseil d'Administration, consiste à examiner des rapports, recommandations et propositions à destination du Conseil d'Administration sur les sujets suivants :

Composition du Conseil, nominations et renouvellements d'administrateurs, jetons de présence des administrateurs,
Organisation et structures du Groupe,
Nominations et rémunérations (dans tous leurs éléments fixes et variables et y compris avantages de toutes nature) des mandataires sociaux,
Politique en matière de plans de souscription, d'achat ou d'attribution d'actions,
Etudes de comparaison avec des sociétés comparables et études d'analyse des parts variables des rémunérations en cohérence avec l'évolution des performances.

Après avoir recueilli les observations et recommandations du Comité des nominations et rémunérations, le Conseil d'Administration décide des rémunérations des mandataires sociaux (le Président Directeur Général au cas d'espèce). Après avoir discuté avec le comité des nominations et rémunérations de la politique globale de rémunération de la Société, le Président Directeur Général décide des rémunérations des salariés, notamment des dirigeants en tenant compte des constats effectués sur l'évolution réelle des facteurs de modulation retenus au regard des attentes concernant chacun d'eux.

Le Conseil d'Administration a ainsi adopté les décisions concernant la rémunération et les avantages, décrits dans la section « Rémunérations et avantages » du chapitre 15 du présent document de référence, sur la base de propositions du Comité des nominations et rémunérations portant particulièrement sur le montant et la répartition des éléments fixes et variables de la rémunération et sur la détermination des facteurs de modulation de la part variable.

Le Comité de nominations et rémunérations s'est en 2010 réuni à trois reprises, les 21 janvier, 26 juillet et 20 septembre. Le taux de présence a été de 100 %.

Il a notamment, lors de sa séance du 28 juillet 2010, examiné le dispositif qui a complété, pour la mise en œuvre de la 20ème résolution de l'Assemblée Générale du 16 juin 2009 autorisant l'attribution gratuite conditionnelle d'actions de performance, la délibération du conseil du 28 août 2009 qui avait attribué 257 174 actions à 49 salariés et celle du 25 janvier 2010 qui avait attribué 5 806 actions à 1 salarié, par une délibération attribuant 145 136 actions au Président Directeur Général dans le respect des dispositions de l'article L 225-197-6 du Code de commerce. Cette délibération a été adoptée par le Conseil d'Administration du même 28 juillet 2010.

Et il a examiné le projet d'autorisation d'octroi d'options de souscription d'actions au bénéfice des salariés et mandataires sociaux de la Société délibéré par le conseil d'administration du 2 avril 2010 et, qui a été ensuite adopté par l'Assemblée Générale du 18 mai 2010 (23ème résolution), puis le projet de délibération du Conseil d'Administration attribuant ces options, ensuite adopté par le conseil du 27 août 2010.

Le comité a formulé, concernant le renouvellement de l'administrateur dont le mandat expirait à l'issue de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010, et concernant le montant et la répartition des jetons de présence à verser aux administrateurs indépendants, des propositions qui ont été retenues par le Conseil d'Administration et par l'Assemblée Générale dans le cadre de leurs compétences respectives.

Le Comité des nominations et rémunérations a par ailleurs été auditionné par les administrateurs « externes » (c'est-à-dire les administrateurs qui ne sont ni mandataires sociaux ni salariés) lorsque ceux-ci se sont réunis pour évaluer les performances du Président Directeur Général et examiner l'organisation de la Société et du Groupe.

Il a en outre reçu pour mission d'établir à la suite de l'autoévaluation du Conseil d'Administration mise en œuvre par le Conseil d'Administration une analyse des réponses faites par les administrateurs, sous le couvert de l'anonymat, à un questionnaire rempli par eux à cette occasion.

1.4.3 Le Comité des engagements

Le Conseil d'Administration a, par délibération du 19 décembre 2009, créé un Comité des engagements ayant pour mission de prendre connaissance des encours d'engagements et de procéder à une analyse de ces encours et des facteurs les plus déterminants.

Le Comité des engagements comprend au moins deux membres, les autres administrateurs le désirant pouvant participer à ses réunions auxquelles ils sont tous conviés.

Le Conseil d'Administration a désigné comme premiers membres permanents du Comité des engagements Messieurs Hervé DESCAZEAUX et Patrick de GIOVANNI. Puis le 25 janvier 2010, le Conseil d'Administration a décidé de remplacer M. de GIOVANNI par M. STERN, administrateur indépendant.

Le règlement intérieur du Conseil d'Administration précise que le Comité des engagements se réunit selon la périodicité jugée adéquate par ses membres, ou à l'initiative du Conseil d'Administration, et rend compte à celui-ci de ses observations. Il lui fournit des éléments supplémentaires d'information pour l'appréciation de la conformité des opérations à la stratégie annoncée de l'entreprise.

En 2010, le Comité des engagements s'est réuni quatre fois. Le taux de présence des membres permanents était de 100 %.

Le comité a en particulier examiné et formulé des observations sur les dossiers concernés, préalablement à toutes les autorisations de lancement de projets par le Conseil d'Administration.

2. Le dispositif de contrôle interne et de gestion des risques mis en place au sein de la Société

Pour la rédaction du rapport du Président, la Société s'est appuyée sur le Guide de mise en œuvre pour les valeurs moyennes et petites du cadre de référence de l'AMF.

2.1 Objectifs du contrôle interne

Le contrôle interne est un dispositif de la Société, défini et mis en œuvre sous sa responsabilité, qui vise à fournir une assurance raisonnable quant à :

la conformité aux lois et aux règlements,
l'application des instructions et des orientations fixées par la direction générale,
le bon fonctionnement des processus internes de la Société, notamment ceux concourant à la sauvegarde des actifs,
la fiabilité des processus d'élaboration des informations financières.

Les processus mis en œuvre à ces fins au sein de la Société, d'une façon générale, contribuent à la maîtrise de ses activités, à l'efficacité de ses opérations et à l'utilisation efficiente de ses ressources.

Ces processus regroupent des procédures et des manières de procéder. Ils sont appliqués à l'ensemble des filiales du Groupe.

En contribuant à prévenir et maîtriser les risques de ne pas atteindre les objectifs que s'est fixée la Société, le dispositif de contrôle interne joue un rôle clé dans la conduite et le pilotage de ses différentes activités.

Toutefois, le contrôle interne ne peut fournir une garantie absolue que les objectifs de la société seront atteints.

2.2 Organisation

L'organisation de la Société comprend quatre pôles opérationnels s'appuyant sur trois directions fonctionnelles et une cellule « Grands Projets ».

Les quatre pôles opérationnels couvrent respectivement :

. la zone Océan Indien (DOM de la Réunion et Mayotte, île Maurice)
. la zone Caraïbes (DOM de Guadeloupe, Martinique et Guyane)
. la zone France Métropolitaine et Europe du Sud
. la fonction « Développement Thermique International ».

Le rôle de chacun des responsables de zones géographiques est de couvrir le développement et l'exploitation de l'ensemble des activités du Groupe (thermique, solaire, éolienne) dans sa zone.

L'activité du pôle zone océan indien a concerné en 2010 les DOM de la Réunion et Mayotte, et l'île Maurice ; celle du pôle « Zone Caraïbes » a concerné les DOM de Guadeloupe, Martinique et Guyane.

Les trois directions fonctionnelles sont la Direction Administrative et Financière, la Direction Technique et la Direction des Ressources Humaines,

. la Direction Administrative et financière a pour mission d'assurer le suivi du contrôle de gestion administratif, financier, comptable de l'Entreprise, le montage financier des projets, l'établissement et le suivi des budgets, le suivi des engagements.

Y sont rattachés les responsables du contrôle de gestion, de la comptabilité et des questions juridiques.

. la Direction Technique a pour mission d'accompagner les pôles opérationnels tant en phase de développement qu'en période d'exploitation afin d'assurer une progression de la maîtrise des risques techniques et une amélioration permanente de la fiabilité et de la productivité technique.

. la Direction des Ressources Humaines, créée au cours de l'exercice 2009, coordonne la politique des Ressources humaines de l'ensemble des entités du Groupe et s'appuie sur des relais mis en place dans les zones « Océan Indien » et « Caraïbes ».

La Cellule « Grands Projets » conçoit et suit la réalisation des investissements les plus importants, thermiques notamment, dans toutes les zones d'intervention et d'activité du Groupe. Elle est placée sous l'autorité directe du Directeur Général adjoint.

2.3 Organes de contrôle

Le dispositif de contrôle interne repose sur :

le Conseil d'administration et les trois Comités institués par lui (comité d'audit, des comptes et des risques, comité des nominations et rémunérations, comité des engagements) dont le rôle et les modalités de fonctionnement sont décrits dans la première partie de ce rapport ; et
la Direction Générale, le Comité de direction et la Direction administrative et financière.

Le Conseil d'administration et ses Comités spécialisés

Le Conseil d'Administration et ses trois comités spécialisés se sont particulièrement attachés en 2010 au bon fonctionnement des structures de management et des processus de reporting et analyse des situations passées et prévisionnelles, qui avaient fait l'objet de renforcements en 2009.

En 2010, comme l'année précédente, le Conseil d'Administration a examiné, au cours de sa dernière réunion de l'année, le contrôle des risques opérationnels au sein du Groupe.

Le conseil s'est tenu informé, conformément aux statuts de la Société actualisés en dernier lieu par les Assemblées Générales des 16 juin 2009 et 18 mai 2010, de la situation financière, de la situation de trésorerie, de la situation d'endettement ainsi que des engagements de la Société.

Au-delà de la détermination des orientations stratégiques de l'entreprise, le Conseil d'Administration a fait porter son examen et a statué sur toutes les opérations significatives décidées par la Société.

La Direction Générale

La Direction Générale, pour ce qui concerne le court terme, assure la performance, s'assure de l'existence de plans d'action et de leur cohérence avec la stratégie, suit la réalisation des objectifs et contrôle la mise en place des actions correctrices.

Pour ce qui est du long terme, elle définit la stratégie, y fait adhérer le personnel, et décrit ce que l'entreprise peut devenir, de façon qualitative en termes de positionnement sur les marchés.

La Direction Générale rend compte avec précision de son activité au Conseil d'Administration.

Comité de direction

Le Comité de Direction comprend le Président-Directeur Général, le Directeur Général Adjoint, les trois responsables des zones, le Directeur du Développement thermique international, la Directrice Administrative et Financière, le Secrétaire Général, le Directeur Juridique (depuis 2010), le Directeur du Contrôle de Gestion, le Directeur Technique et le Directeur des ressources humaines. La composition de ce Comité de Direction est détaillée dans la partie du rapport de gestion consacrée aux organes d'administration, de direction et de surveillance et à la Direction Générale.

Ce comité se réunit mensuellement.

Il procède notamment à l'examen des investissements à moyen et long terme. Il s'informe des suites données aux autorisations accordées et effectue une revue de la performance des investissements pré et post réalisation pour les opérations les plus significatives.

Le comité de direction reçoit également communication d'une synthèse des rapports mensuels techniques et financiers et discute des conclusions à tirer des données présentées et des orientations qu'elles appellent.

Ses réunions constituent des éléments clés de la mise en œuvre opérationnelle des processus de gestion des risques et de contrôle internes décrits aux points 2.4 et 2.5 ci-dessous.

La Direction administrative et financière

La Direction administrative et financière, à laquelle sont rattachés le service du contrôle de gestion, le service comptable et le Directeur Juridique, est en charge de la fiabilité des informations financières et comptables et de la gestion des affaires juridiques.

Elle a poursuivi en 2010 la mise en place d'une comptabilité analytique partagée, dont la préparation avait débuté en 2009, ainsi que la réduction des délais de clôture.

2.4 La gestion des risques

Pour assurer la pérennité dans le développement de ses activités, le Groupe doit veiller en permanence à la prévention et à la bonne maîtrise de ses risques.

Les principaux risques auxquels est exposé le Groupe sont exposés dans le chapitre 4 du présent document de référence.

Le Groupe attache une grande importance aux éléments relatifs aux différents types de risques auxquels il est exposé, et à la détermination des mesures humaines, techniques, juridiques, financières et autres visant à y parer.

Le Groupe a conduit une cartographie des risques afin d'identifier, d'évaluer et d'assurer le suivi des risques auquel il est exposé. Ce processus est conduit par le Directeur Général adjoint.

L'action menée dans ce domaine s'est traduite dans un premier temps par un effort de recensement des risques identifiables, externes et internes, puis par la mise en œuvre de procédures de revue et l'évaluation des risques.

Le Groupe a d'autre part entrepris de renforcer très significativement les procédures de gestion des risques afin de contrôler les risques identifiés ou, du moins, de limiter leur impact sur la Société ou le Groupe en y apportant des réponses pertinentes.

2.5 Procédures de contrôle interne

Ces procédures sont naturellement fortement interdépendantes avec celles décrites ci-dessus au titre de la gestion des risques.

Les principes et moyens de mise en œuvre sont essentiellement :

L'attention portée à l'information des membres de la Société sur les dispositions prises par les diverses Autorités en charge de la détermination de normes et règles de bonne conduite, et à l'énoncé des pratiques les plus adéquates pour s'y conformer.

Cette démarche a notamment pour points d'application la prévention du délit d'initié et les dispositions relatives aux opérations sur les titres de la Société. Ces questions font l'objet d'une note, périodiquement renouvelée, d'explication et de sensibilisation diffusée aux administrateurs, aux bénéficiaires d'options de souscription d'actions, aux membres dirigeants et cadres salariés de la Société et de ses filiales que leurs fonctions amènent à avoir accès à des informations privilégiées, et à certains contractants dans le même cas. La Société a établi et tient à jour une liste de ces personnes, internes et externes au Groupe, et les a informées qu'elles y étaient inscrites.

L'application de processus normalisés de collecte, de remontée et d'analyse des informations de toute nature :
- a. informations techniques et d'exploitation : rapports journaliers et mensuels des directeurs d'unités, rapports spéciaux d'analyse d'incident en cas de survenance d'un tel évènement, rapports sur les opérations de maintenance et d'entretien des outils de production,
- b. informations financières : états comptables et financiers semestriels, documents de suivi de l'exécution des budgets ; documents de suivi et d'analyse des flux de trésorerie selon une périodicité régulière ; documents de suivi de l'endettement hors crédit-bail et de l'endettement de crédit-bail.

Pour la production des comptes consolidés, placée sous la responsabilité de la Direction Administrative et Financière du Groupe, intervient un cabinet extérieur d'expertise comptable, celui-ci effectue ses travaux sur la base des comptes sociaux assortis de la documentation complémentaire qu'il sollicite, et des retraitements IFRS établis par le Groupe, qui donnent lieu à explications et échanges de vues avec lui. Ces retraitements font systématiquement l'objet d'une validation par le comité d'audit des comptes et des risques après examen par les Commissaires aux Comptes.

L'un des contrôles clés porte sur le rapprochement du résultat consolidé et du résultat estimé par le Groupe. Un dossier d'analyse est établi par le cabinet d'expertise comptable et donne lieu de la part de la Direction Administrative et Financière et d'un contrôleur de gestion en fonction au siège à une revue comportant un rapprochement avec les analyses internes.

Les comptes consolidés sont établis sur une base semestrielle.

L'application de procédures de détermination, de réalisation et de suivi des investissements, et de procédures de commandes et d'achats respectant une séparation des tâches et comportant des contrôles à différents niveaux.

Le plus grand soin est apporté dans le cadre de la politique d'achats à la mise en pratique des principes conjugués de recherche d'offres de qualité, de choix des meilleures offres dans l'intérêt du Groupe, et de sélection équitable des fournisseurs. Les achats significatifs sont validés par le Président Directeur Général.

Des actions importantes avaient été entreprises en 2009 pour formaliser et préciser davantage les démarches à effectuer et les services impliqués, à chacune des étapes correspondant successivement à la manifestation d'un intérêt pour un projet, à l'analyse détaillée de sa faisabilité, à l'établissement d'une proposition commerciale, à la réalisation de l'investissement avant transfert à l'exploitant interne ou externe. En 2010, cette méthodologie a été systématiquement utilisée et elle a donné lieu à de nombreuses réunions associées aux passages des projets d'une étape à l'autre. Les décisions d'investissement ne sont ainsi validées qu'à l'issue d'un cycle ponctué par des réunions de lancement, de bouclage et d'engagement.

La très forte centralisation, au niveau du siège, de l'exercice de la fonction Financements et Trésorerie (relation bancaire, négociation et optimisation des financements corporate et des financements de projets, mise en place et suivi des instruments financiers de couverture des risques, gestion de la Trésorerie centralisée...) et de la gestion des engagements hors bilan.
Le suivi par un Responsable dédié de l'ensemble des problématiques liées aux assurances. Ce dispositif permet une gestion rationalisée et cohérente de l'ensemble des risques assurantiels et facilite les négociations et renégociations des polices d'assurance des diverses entités du Groupe.

Plus généralement, en 2010, le Groupe est entré en phase d'exploitation des plans d'actions engagés en 2009 pour renforcer la cohérence d'un ensemble de processus.

Au niveau de l'activité de gestion et de management :
- o le dispositif de pilotage annuel de l'activité : planification stratégique, planification à moyen terme, budget annuel et sa ré-estimation à mi-année, processus de clôture, publication des résultats,
- o le dispositif de pilotage financier (reporting, reprévision), qui améliore la « prédictibilité » et le suivi de la situation financière de l'entreprise.
- o en s'appuyant notamment sur un dispositif de cash management renforcé,
- o le dispositif de gestion des Ressources Humaines qui gère au mieux la disponibilité de ressources clés (par exemple « ingénieurs thermiques spécialistes en installations de moyenne puissance »).
Au niveau de l'activité d'exploitation :
- o le dispositif de management des centrales thermiques dans le cadre de la démarche Qualité Sécurité Environnement QSE ; ce processus a été mis en route d'abord dans la centrale CTG qui a obtenu en février 2011 la certification AFNOR sur les trois normes QSE. Il est actuellement engagé pour la centrale CTG et sera ensuite progressivement généralisé.
- o le dispositif de contrôle des résultats d'exploitation en charge de détecter les dérives et de prendre les actions correctives,
- o le processus des gestion des approvisionnements stratégiques, en charge de protéger les prix d'achat et de sécuriser les livraisons / éviter les ruptures,
- o le processus de « maîtrise technique » assurant la capitalisation du savoir technique dans une optique de sécurisation des rendements et des coûts de production (plan de maintenance, optimisation de process) et de sécurisation des choix de matériels pour les projets en cours.
Au niveau de l'activité projet :
- o le dispositif de contrôle des risques par affaire en anticipant au mieux, dès le montage, les impacts des différents risques dans le taux de rentabilité interne prévisionnel et en dimensionnant l'installation en conséquence,
- o le pilotage du portefeuille transversal, en charge des arbitrages des ressources critiques – financières et humaines – pour sécuriser l'aboutissement des projets.

Le fonctionnement de l'ensemble de ces dispositifs est revu par le Comité de Direction de Séchilienne-Sidec qui se réunit mensuellement.

2.6 Limitation des pouvoirs en matière de cautions, avals et garanties en 2010

Le Conseil d'Administration du 23 décembre 2009 avait réitéré pour cet exercice le dispositif antérieurement décidé par le Conseil d'Administration du 19 décembre 2008, à savoir :

Absence de limitation au pouvoir du Président Directeur Général de consentir des cautions, avals et garanties aux administrations fiscales et douanières.

Possibilité pour le Président Directeur Général de consentir hors autorisation spéciale et expresse du conseil toutes cautions avals et garanties en faveur d'autres bénéficiaires, dans le cadre d'un montant global annuel cumulé de 15 millions d'euros.

Le Conseil d'Administration du 22 novembre 2010 a, pour 2011, porté ce montant global annuel cumulé à 50 millions d'euros.

3. Rémunérations

Le chapitre 15 du présent document de référence, relatif aux rémunérations et avantages de toute nature accordés aux mandataires sociaux, rend compte du rôle du Conseil d'Administration éclairé par le comité des nominations et rémunérations dans leur fixation, et des principes et règles arrêtés par lui pour les déterminer notamment en définissant des conditions de performance.

4. Autres informations

4.1 Modalités de participation des actionnaires à l'assemblée générale

Les modalités de participation des actionnaires aux assemblées générales sont prévues à l'article 32 des statuts de la Société, disponibles sur le site internet de la Société, et dont les principales stipulations sont décrites dans le document de référence de la Société.

4.2 Informations de l'article L. 225-100-3 du Code de commerce

Les informations prévues par l'article L. 225-100-3 du Code de commerce, relatives aux éléments susceptibles d'avoir une incidence en cas d'offre publique, sont mentionnées dans le rapport de gestion du Conseil d'Administration qui est intégré dans le Rapport Financier Annuel 2010 avec le présent rapport. Ces éléments sont les suivants :

La structure du capital de la Société figure du chapitre 18 du présent document de référence. Au 31 décembre 2010, Financière Hélios est actionnaire à hauteur de 37,20 % du capital de la Société et est contrôlée par les fonds gérés par Apax Partners SA et Altamir Amboise. Financière Hélios et ses associés sont ensemble actionnaires à hauteur de 42,62 % du capital de la Société.
Il n'y a pas de restriction statutaire à l'exercice des droits de vote et aux transferts d'actions et il n'a pas été porté à la connaissance de la Société de clauses de conventions visées à l'article L. 233- 11 du Code de Commerce.
La Société n'a pas connaissance, en vertu des articles L. 233-7 et 233-12, de participations directes ou indirectes dans son capital.
Aucun titre ne comporte des droits de contrôle spéciaux.
Il n'y a pas de mécanismes de contrôle prévus dans un éventuel système d'actionnariat du personnel, quand les droits de contrôle ne sont pas exercés par ce dernier.
La Société n'a pas connaissance d'accords entre actionnaires qui peuvent entraîner des restrictions au transfert d'actions et à l'exercice des droits de vote.
Les règles applicables à la nomination et au remplacement des membres du conseil d'administration ainsi qu'à la modification des statuts de la Société figurent dans les statuts qui sont disponibles sur le site internet de la Société.
Les pouvoirs du Conseil d'Administration relatifs à l'émission ou au rachat d'actions sont définis par les statuts et par les résolutions d'Assemblées Générales lui attribuant compétence à cet effet dans les conditions et limites légales et réglementaires.
La Société n'a pas connaissance d'accords qui sont modifiés ou prennent fin en cas de changement de contrôle de la Société.
Il n'existe pas d'accord particulier prévoyant, spécifiquement en raison d'une offre publique, des indemnités pour les membres du Conseil d'Administration ou les salariés, s'ils démissionnent ou sont licenciés sans cause réelle et sérieuse ou si leur emploi prend fin.
Les informations relatives à la rémunération de Monsieur Hachemi, Président Directeur Général, figurent au chapitre 15 du présent document de référence. Les indemnités et engagements liés à la cessation des fonctions des mandataires sociaux figurent plus précisément au paragraphe 15.1.4 de ce chapitre.

4.3 Délégations et autorisations en cours

Elles sont énumérées dans le rapport spécial du Conseil d'Administration figurant en annexe 5 du document de référence.

ANNEXE 2

RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LE RAPPORT DU PRESIDENT

PricewaterhouseCoopers Audit 63 rue de Villiers 92208 Neuilly-sur-Seine cedex

MAZARS Tour Exaltis – 61, rue Henri Regnault 92400 Courbevoie

RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES, ETABLI EN APPLICATION DE L'ARTICLE L. 225-235 DU CODE DE COMMERCE, SUR LE RAPPORT DU PRESIDENT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION DE LA SOCIETE SECHILIENNE-SIDEC

(Exercice clos le 31 décembre 2010)

Aux Actionnaires SECHILIENNE-SIDEC SA 22, place des Vosges Immeuble Le Monge - La Défense 5 92400 Courbevoie

Mesdames, Messieurs,

En notre qualité de Commissaires aux comptes de la société Séchilienne-Sidec et en application des dispositions de l'article L. 225-235 du Code de commerce, nous vous présentons notre rapport sur le rapport établi par le Président de votre société conformément aux dispositions de l'article L. 225-37 du Code de commerce au titre de l'exercice clos le 31 décembre 2010.

Il appartient au Président d'établir et de soumettre à l'approbation du Conseil d'administration un rapport rendant compte des procédures de contrôle interne et de gestion des risques mises en place au sein de la société et donnant les autres informations requises par l'article L. 225-37 du Code de commerce relatives notamment au dispositif en matière de gouvernement d'entreprise.

Il nous appartient :

de vous communiquer les observations qu'appellent de notre part les informations contenues dans le rapport du Président, concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière, et
d'attester que le rapport comporte les autres informations requises par l'article L. 225-37 du Code de commerce, étant précisé qu'il ne nous appartient pas de vérifier la sincérité de ces autres informations.

Nous avons effectué nos travaux conformément aux normes d'exercice professionnel applicables en France.

Informations concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière

Les normes d'exercice professionnel requièrent la mise en œuvre de diligences destinées à apprécier la sincérité des informations concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière contenues dans le rapport du Président. Ces diligences consistent notamment à :

prendre connaissance des procédures de contrôle interne et de gestion des risques relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière soustendant les informations présentées dans le rapport du Président ainsi que de la documentation existante ;
prendre connaissance des travaux ayant permis d'élaborer ces informations et de la documentation existante ;
déterminer si les déficiences majeures du contrôle interne relatif à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière que nous aurions relevées dans le cadre de notre mission font l'objet d'une information appropriée dans le rapport du Président.

Sur la base de ces travaux, nous n'avons pas d'observation à formuler sur les informations concernant les procédures de contrôle interne et de gestion des risques de la société relatives à l'élaboration et au traitement de l'information comptable et financière contenues dans le rapport du Président du Conseil d'administration, établi en application des dispositions de l'article L. 225-37 du Code de commerce.

Fait à Neuilly-sur-Seine et Courbevoie, le 28 avril 2011

Les Commissaires aux comptes

PricewaterhouseCoopers Audit Mazars

Jean-Christophe Georghiou Manuela Baudoin-Revert

ANNEXE 3

RAPPORT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION SUR LES RESOLUTIONS SOUMISES A L'ASSEMBLEE GENERALE ORDINAIRE ET EXTRAORDINAIRE CONVOQUEE LE 25 MAI 2011

Nous vous présentons, dans le présent rapport, les motifs de chacune des résolutions qui sont soumises à votre vote.

La marche des affaires et la situation financière de la Société au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010 sont décrites dans le document de référence de la Société.

Les délégations et autorisations financières en cours de validité consenties par l'assemblée générale des actionnaires de la Société sont exposées en Annexe 5 au présent rapport.

1. Résolutions de la compétence de l'Assemblée Générale ordinaire

1.1 Approbation des comptes annuels et consolidés (première et deuxième résolutions)

Nous vous proposons d'approuver les comptes sociaux et consolidés de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2010, tels qu'arrêtés par le Conseil.

Les comptes sociaux font ressortir un bénéfice net de 26 539 136 euros. Les comptes consolidés font ressortir un résultat net part du Groupe de 40 490 milliers d'euros.

Nous vous invitons à approuver ces résolutions.

1.2 Affectation du résultat (troisième résolution)

Sous réserve que les comptes sociaux et consolidés tels que présentés soient approuvés par les actionnaires, nous soumettons à votre approbation l'affectation du bénéfice net de l'exercice clos le 31 décembre 2010 suivante :

Origines du résultat à affecter

-	Report à nouveau antérieur	52 398 743,00 euros
-	Bénéfice net de l'exercice	26 539 136,00 euros

Total 78 937 879,00 euros

Affectation du résultat

-	Réserve légale	19,60 euros

- Dividende 19 912 652,00 euros - Report à nouveau de l'exercice 59 025 207,40 euros

__________________

Total 78 937 879,00 euros

Le dividende s'établirait donc à 0,70 euro par action pour chacune des 28 446 645 actions composant le capital social au 31 décembre 2010. Il est éligible, dans les conditions et limites légales, d'une part à l'abattement de 40 % mentionné à l'article 158.3.2° du Code général des impôts, d'autre part à l'abattement fixe annuel mentionné à l'article 158.3.5° du Code général des impôts.

La date de détachement du dividende de l'action sur le marché réglementé de NYSE Euronext à Paris serait fixée au 4 juillet 2011. Il serait mis en paiement à partir du 7 juillet 2011.

Conformément à la Loi, il est rappelé qu'au cours des trois derniers exercices, la distribution de dividende a été la suivante :

En euros	Montant de la distribution en euros	Montant du dividende net par action	Abattement prévu par l'article 158-3-2°du Code général des impôts
Exercice 2007	33 655 379	1,21	40 %
Exercice 2008	33 655 379	1,21	40 %
Exercice 2009	19 912 652	0,70	40 %

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

1.3 Charges et dépenses « somptuaires » (quatrième résolution)

Nous proposons à l'Assemblée Générale, conformément aux dispositions de l'article 223 quater du Code général des impôts relatives à l'approbation des charges et dépenses visées au 4 de l'article 39 du Code général des impôts, non déductibles des résultats, de constater qu'au titre de l'exercice clos le 31 décembre 2010, il n'existe aucune charge ou dépense visées par ces dispositions.

En outre, la Société n'a supporté aucune charge visée à l'article 223 quinquies du Code général des impôts.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

1.4 Approbation des conventions et engagements réglementés et du rapport spécial des commissaires aux comptes (cinquième résolution)

Nous proposons à l'Assemblée Générale d'approuver les conventions visées à l'article L225-38 du Code de commerce, les engagements qu'elles contiennent et les termes du rapport spécial des commissaires aux comptes établi à leur sujet, détaillant ces conventions.

Conformément aux dispositions de l'article L225-38 du Code de commerce, ces conventions ci-après détaillées ont fait l'objet d'un rapport des Commissaires aux comptes de la Société et doivent être soumises à l'approbation de l'assemblée générale ordinaire des actionnaires de la Société :

Nous vous invitons à approuver ces conventions et la résolution correspondante.

1.5 Renouvellement du mandat d'administrateur de Monsieur Patrick de GIOVANNI (sixième résolution)

Nous proposons à l'Assemblée Générale d'une part de prendre acte de l'expiration, à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2010, du mandat d'administrateur de Monsieur Patrick de GIOVANNI ; et d'autre part de renouveler ce mandat pour une durée de quatre ans qui prendra fin à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer en 2015 sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2014.

Monsieur Patrick de GIOVANNI est né le 4 mars 1945, est de nationalité française et demeure 11 sente du Bois des Dames, 92420 Vaucresson.

Les mandats et fonctions qu'il exerce et a exercés au cours des dernières années figurent au paragraphe 14.1.1.2 du présent document de référence. Le nombre d'actions de la Société qu'il détient figure au paragraphe 17.2.1 du présent document de référence.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

1.6 Renouvellement du mandat d'administrateur de Monsieur Claude ROSEVEGUE (septième résolution)

Nous proposons à l'Assemblée Générale d'une part de prendre acte de l'expiration, à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2010, du mandat d'administrateur de Monsieur Claude ROSEVEGUE, et d'autre part de renouveler ce mandat pour une durée de quatre ans qui prendra fin à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer en 2015 sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2014.

Monsieur Claude ROSEVEGUE est né le 26 mai 1947, est de nationalité française et demeure 19 allée Garenne, 91370 Verrières le Buisson.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

1.7 Nomination en qualité d'administrateur de Madame Myriam MAESTRONI (huitième résolution)

Nous proposons à l'Assemblée Générale la nomination d'un administrateur supplémentaire, de sexe féminin, en la personne de Madame Myriam MAESTRONI pour une durée de quatre ans qui prendra fin à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer en 2015 sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2014.

Madame Myriam MAESTRONI est née le 31 mai 1967, est de nationalité française et demeure 26 rue Lemercier, 75017 Paris.

Elle a fait savoir à l'avance qu'elle accepte ce mandat et qu'elle remplit les conditions légales et réglementaires ainsi que celles posées par les statuts pour son exercice.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

1.8 Fixation du montant global des jetons de présence (neuvième résolution)

Nous proposons cette résolution en complément de la précédente.

En effet, Myriam MAESTRONI dont la nomination vous est proposée au paragraphe 1.7 ci-dessus sera un administrateur indépendant qui participera dès son entrée en fonctions aux travaux des comités institués par le conseil.

Il importe en conséquence de prévoir l'attribution à ce nouvel administrateur de jetons de présence selon des conditions et modalités identiques à celles des autres administrateurs indépendants et membres de comités.

C'est la raison pour laquelle nous proposons de porter à cette fin le montant global des jetons de présence à 90 000 euros, pour l'exercice ouvert le 1er janvier 2011, et à 100 000 euros pour l'exercice 2012 et les suivants jusqu'à nouvelle décision de l'Assemblée Générale.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

1.9 Autorisation au Conseil d'Administration à l'effet d'opérer sur les actions de la Société (dixième résolution)

Nous proposons à l'Assemblée Générale d'autoriser le Conseil d'administration à acquérir ou faire acquérir des actions de la Société, en conformité avec les dispositions législatives et réglementaires applicables.

La résolution qui vous est soumise à cet effet,

indique les objectifs auxquels pourra répondre la mise en œuvre de l'autorisation sollicitée, (le premier d'entre eux étant d'assurer la liquidité et d'animer le marché des actions de la Société par l'intermédiaire d'un prestataire de services dans le cadre d'un contrat de liquidité),
fixe diverses limitations relatives notamment au nombre maximal d'actions acquises (10 % du nombre d'actions composant le capital social) au prix maximal d'achat par action (30 euros), au montant maximum des fonds que la Société pourra affecter aux acquisitions (80 M euros), et
précise que les actions achetées et conservées par la Société seront privées du droit de vote et ne donneront pas droit au paiement de dividende.

L'autorisation sollicitée l'est pour une durée de 18 mois, conformément à l'article L225-209 du Code de Commerce. Elle priverait d'effet l'autorisation donnée par la douzième résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010, pour sa partie non utilisée, et la remplacerait.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

1.10 Pouvoirs (onzième résolution)

Cette résolution concerne les pouvoirs devant être consentis en vue d'accomplir les formalités consécutives à la tenue de l'Assemblée Générale pour sa partie ordinaire, en particulier les formalités de dépôt et de publicité.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

2. Résolutions de la compétence de l'Assemblée Générale Extraordinaire

2.1 Autorisation au Conseil d'Administration à l'effet de réduire le capital social par annulation d'actions de la Société acquises par elle dans le cadre de la mise en œuvre d'une autorisation d'achat de ses propres actions (douzième résolution)

Nous proposons à l'Assemblée Générale d'autoriser le Conseil d'Administration à annuler tout ou une partie des actions qui viendraient à être acquises dans le cadre de la mise en œuvre d'une autorisation d'achat par la Société de ses propres actions et à réduire le capital en conséquence.

Cette autorisation de réduction du capital est sollicitée dans la limite de 10 % du capital de la société par périodes de 24 mois.

Cette autorisation serait conférée pour une durée de 18 mois et priverait d'effet toute autorisation antérieure ayant le même objet.

Nous vous invitons à approuver cette résolution.

2.2 Modification des articles 28, 31 et 32 des statuts de la Société, à l'effet de les actualiser au regard des évolutions législatives et règlementaires (treizième, quatorzième et quinzième résolutions)

Nous proposons à cet égard à l'Assemblée Générale :

de modifier l'article 28 relatif aux conventions soumises à autorisation préalable du Conseil d'Administration, dont la rédaction actuelle concernant les conventions conclues avec un actionnaire ou une société contrôlant une société actionnaire se réfère à d'autres pourcentages de détention des droits de vote que ceux énoncés par l'article L225-38 du Code de commerce,
de modifier l'article 31 relatif aux convocations aux Assemblées Générales afin de prendre en compte les modifications apportées en 2010 aux dispositions du Code de commerce relatives aux modalités de convocation des assemblées générales d'actionnaires,
de modifier l'article 32 relatif à la composition de l'Assemblée Générale, à la participation et à la représentation des actionnaires. Il s'agit ici de prendre en compte les dispositions de l'article L225-106 du Code de commerce telles que modifiées par l'ordonnance 2010-1511 du 9 décembre 2010, qui autorisent la représentation par toute personne physique ou morale du choix de l'actionnaire lorsque les actions de la Société sont admises aux négociations sur une marché réglementé.

Afin de prendre en compte ces modifications, les onzième, douzième et treizième résolutions proposent aux actionnaires de modifier les statuts de la Société et de remplacer les articles 28, 31 et 32 de ceux-ci par les textes suivants :

« Article 28 modifié

Toute convention intervenant directement ou par personne interposée entre la Société et l'un de ses Administrateurs ou son Directeur Général ou l'un de ses Directeurs Généraux Délégués ou l'un de ses actionnaires disposant d'une fraction des droits de vote supérieure à 10 % ou, s'il s'agit d'une société actionnaire, la société la contrôlant au sens de l'article L233-3 du Code de commerce, doit être soumise à l'autorisation préalable du Conseil d'Administration dans les conditions fixées par la loi.

Il en est de même des conventions auxquelles l'une des personnes visées au paragraphe précédent est indirectement intéressée.

Sont également soumises à autorisation préalable, les conventions intervenant directement ou indirectement par personne interposée entre la Société et une entreprise si l'un des Administrateurs, le Directeur Général ou l'un des Directeurs Généraux Délégués de la Société est propriétaire, associé indéfiniment responsable, Gérant, Administrateur, membre du Conseil de Surveillance ou, de façon générale, dirigeant de cette entreprise.

« Article 31 modifié

L'Assemblée Générale se réunit de droit chaque année, dans le courant du premier semestre sous réserve de prolongation de ce délai par décision de justice.

Elle se réunit en outre extraordinairement toutes les fois que le conseil en reconnaît l'utilité.

L'Assemblée Générale peut également être convoquée, à défaut, par les personnes énoncées par la loi.

L'Assemblée Générale est convoquée dans les conditions prévues par la loi.

Il est d'abord procédé à la publication d'un avis au Bulletin des Annonces Légales Obligatoires (BALO), 35 jours au moins avant la date de l'Assemblée. Cet avis mentionne les informations prévues par la loi.

Les demandes d'inscription de projets de résolution à l'ordre du jour sont envoyées à compter de la publication de l'avis au BALO et jusqu'à 25 jours avant la date de l'Assemblée Générale, sans pouvoir être adressées plus de 20 jours après la date de publication de l'avis au BALO.

Un avis de convocation est effectué dans un journal habilité à recevoir les annonces légales dans le département du siège social et, en outre, si les actions de la Société sont admises aux négociations sur un marché réglementé ou si toutes ses actions ne revêtent pas la forme nominative, au Bulletin des annonces légales obligatoires (BALO), 15 jours au moins avant l'Assemblée Générale sur première convocation et 10 jours au moins avant l'Assemblée Générale sur seconde convocation.

Les convocations reprennent les mentions indiquées par la loi et les règlements.

L'usufruitier est convoqué tant à l'Assemblée Générale Ordinaire qu'à l'Assemblée Générale Extraordinaire. »

« Article 32 modifié

Peuvent seuls participer aux Assemblées :

1. Les propriétaires d'actions nominatives inscrites en compte trois jours ouvrés au moins avant le jour fixé pour la réunion.

2. Les propriétaires d'actions au porteur ayant, trois jours ouvrés avant la réunion, justifié de l'inscription en compte de leurs actions et de l'indisponibilité de celles-ci jusqu'à la date de l'Assemblée.

Tout actionnaire peut se faire représenter à l'Assemblée Générale par un autre actionnaire, par son conjoint ou par le partenaire avec lequel il a conclu un pacte civil de solidarité. Il peut en outre se faire représenter par toute autre personne physique ou morale de son choix dans les conditions prévues à l'article L225-106 du Code de Commerce :

(i) Lorsque les actions de la Société sont admises aux négociations sur un marché réglementé ;

(ii) Lorsque les actions de la Société sont admises aux négociations sur système multilatéral de négociation qui se soumet aux dispositions législatives ou réglementaires visant à protéger les investisseurs contre les opérations d'initiés, les manipulations de cours et la diffusion de fausses informations dans les conditions prévues par le règlement général de l'Autorité des marchés financiers, figurant sur une liste arrêtée par l'autorité dans des conditions fixées par son règlement général.

Le mandat ainsi que, le cas échéant, sa révocation sont écrits et communiqués à la Société, dans les conditions prévues par la Loi.

Le droit de vote attaché à l'action appartient à l'usufruitier dans les Assemblées Générales Ordinaires et dans les Assemblées Générales Extraordinaires.

Pour toute procuration d'un actionnaire sans indication de mandataire, le président de l'Assemblée Générale émet un vote favorable à l'adoption des projets de résolutions présentés ou agréés par le Conseil d'Administration et un vote défavorable à l'adoption de tous les autres projets de résolutions. Pour émettre tout autre vote, l'actionnaire doit faire choix d'un mandataire qui accepte de voter dans le sens indiqué par le mandat.

Dans le cas où, en contravention avec les règles établies, la Société se trouverait en présence, pour un même actionnaire, d'une formule de procuration et d'un formulaire de vote par correspondance, la formule de procuration serait prise en considération sous réserve des votes exprimés dans le formulaire de vote par correspondance.

Nous vous invitons à approuver ces résolutions.

2.3 Pouvoirs (seizième résolution)

Cette résolution concerne les pouvoirs devant être consentis en vue d'accomplir les formalités consécutives à la tenue de l'Assemblée Générale, pour sa partie extraordinaire, en particulier les formalités de dépôt et de publicité.

Nous vous invitons à approuver ces résolutions.

ANNEXE 4

ORDRE DU JOUR ET PROJET DE TEXTE DES RESOLUTIONS SOUMISES A L'ASSEMBLEE GENERALE ORDINAIRE ET EXTRAORDINAIRE CONVOQUEE LE 25 MAI 2011

Ordre du jour

A caractère ordinaire

Rapport du Conseil d'administration sur la marche et la gestion de la Société et du Groupe au cours de l'exercice 2010, rapport du Conseil d'administration sur les options de souscription d'actions, Rapport du Conseil d'administration sur les attributions gratuites d'actions, et rapport du Président du Conseil d'administration sur les conditions de préparation et d'organisation des travaux du Conseil d'administration et le contrôle interne au sein de la Société et du Groupe.
Rapport généraux des commissaires aux comptes sur les comptes sociaux et sur les comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2010, Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés, Rapport spécial des Commissaires aux comptes établi, en application de l'article L225-235 du Code de commerce, sur le rapport du Président du Conseil d'administration en ce qui concerne les procédures de contrôle interne relatives à l'élaboration et au traitement de l'information financière et comptable.
Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions et engagements réglementés.
Approbation des comptes sociaux de l'exercice clos le 31 décembre 2010.
Approbation des comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2010.
Affectation du résultat de l'exercice clos le 31 décembre 2010.
Approbation des charges et dépenses visées au 4 de l'article 39 du Code Général des Impôts.
Approbation des conventions et engagements réglementés et du rapport spécial des commissaires aux comptes.
Renouvellement du mandat d'administrateur de Monsieur Patrick de GIOVANNI.
Renouvellement du mandat d'administrateur de Monsieur Claude ROSEVEGUE
Nomination en qualité d'administrateur de Madame Myriam MAESTRONI.
Fixation du montant global des jetons de présence.
Autorisation au Conseil d'administration à l'effet d'opérer sur les actions de la Société.
Pouvoirs pour les formalités légales.

A caractère extraordinaire

Rapport du Conseil d'administration à l'assemblée générale extraordinaire
Autorisation au Conseil d'administration à l'effet de réduire le capital social par annulation d'actions de la Société acquises par elle dans le cadre de la mise en œuvre d'une autorisation d'achat de ses propres actions.
Modification des articles 28, 31 et 32 des statuts de la Société.
Pouvoirs pour les formalités légales.

Projet de résolutions

de la compétence de l'Assemblée Générale Ordinaire

Première résolution

Approbation des comptes sociaux de l'exercice clos le 31 décembre 2010

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance :

du rapport du Conseil d'Administration et du rapport du président du Conseil d'Administration établi en application de l'article L225-37 du code de commerce,
des comptes annuels de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2010,
du rapport des commissaires aux comptes,

approuve les comptes annuels, à savoir le bilan, le compte de résultat et les annexes, de la Société pour l'exercice clos le 31 décembre 2010 tels qu'ils lui ont été présentés, ainsi que les opérations traduites dans ces comptes et mentionnées dans ces rapports.

Le montant du bénéfice net de l'exercice s'élève à 26 539 136 euros.

Deuxième résolution

Approbation des comptes consolidés de l'exercice clos le 31 décembre 2010

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les Assemblées Générales Ordinaires, après avoir pris connaissance :

du rapport du Conseil d'Administration et du rapport du président du Conseil d'Administration établi en application de l'article L225-37 du Code de commerce,
des comptes consolidés du Groupe pour l'exercice clos le 31 décembre 2010,
du rapport des commissaires aux comptes,

approuve les comptes consolidés pour l'exercice clos le 31 décembre 2010, à savoir le bilan, le compte de résultat et les annexes, tels qu'ils lui ont été présentés, ainsi que les opérations traduites dans ces comptes et mentionnées dans ces rapports.

Ces comptes se traduisent par un bénéfice net de 40 490 milliers d'euros.

Troisième résolution

Affectation du résultat de l'exercice clos le 31 décembre 2010

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration constate que les comptes annuels de l'exercice clos le 31 décembre 2010 font apparaître un bénéfice net de 26 539 136 euros et que, compte tenu du report à nouveau disponible de 52 398 743 euros, le montant à affecter est de 78 937 879 euros.

L'Assemblée Générale décide d'affecter ce montant comme suit :

Bénéfice net de l'exercice : 26 539 136,00 euros
Report à nouveau antérieur : 52 398 743,00 euros
Total : 78 937 879,00 euros
Affectation à la réserve légale : 19,60 euros
Dividende : 19 912 652,00 euros
Report à nouveau : 59 025 207,40 euros

L'Assemblée Générale fixe en conséquence le dividende revenant à chacune des 28 446 645 actions composant le capital social au 31 décembre 2010 à 0,70 euro par action.

Le détachement du coupon interviendra le 4 juillet 2011. Le dividende sera mis en paiement le 7 juillet 2011.

Le montant global du dividende et, par conséquent, le montant du report à nouveau seront ajustés afin de tenir compte du nombre d'actions détenues par la Société à la date de mise en paiement du dividende et, le cas échéant, des actions nouvelles ouvrant droit aux dividendes émises sur exercice des options de souscription d'actions ou en cas d'attribution définitive d'actions gratuites jusqu'à la date de la présente Assemblée générale.

Ce dividende est éligible, dans les conditions et limites légales :

d'une part, à l'abattement de 40 % mentionné à l'article 158-3-2° du Code Général des Impôts,
d'autre part, à l'abattement fixe annuel mentionné à l'article 158-3-5° du Code Général des Impôts.

Conformément à la loi, il est rappelé que les dividendes suivants ont été distribués au titre des trois derniers exercices :

En euros	Montant de la distribution en euros	Montant du dividende net par action	Abattement prévu par l'article 158-3-2°du Code général des impôts
Exercice 2007	33 655 376	1,21	40 %
Exercice 2008	33 655 376	1,21	40 %
Exercice 2009	19 912 652	0,70	40 %

Quatrième résolution

Approbation des charges et dépenses visées à l'article 39-4 du Code général des Impôts

En application des dispositions de l'article 223 quater du Code Général des Impôts, l'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration, prend acte du fait qu'il n'existe pas de dépenses et charges visées au 4 de l'article 39 du Code Général des Impôts et non déductibles des résultats imposables au titre de l'exercice clos le 31 décembre 2010.

Cinquième résolution

Approbation des conventions et engagements visés aux articles L225-38 et suivants du Code de commerce et du rapport spécial des commissaires aux comptes

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration et du rapport spécial des Commissaires aux Comptes sur les conventions et engagements visés aux articles L225-38 et suivants du Code de commerce, et statuant sur ce rapport :

Approuve les termes de ce rapport et les stipulations des conventions et engagements qui y sont visés ; et
Prend acte en tant que de besoin de la continuation au cours de l'exercice des conventions et engagements autorisés antérieurement.

Sixième résolution

Renouvellement du mandat d'administrateur de Monsieur Patrick de GIOVANNI

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration, conformément à l'article L225-18 du Code de commerce, constate que le mandat d'administrateur de Monsieur Patrick de GIOVANNI prendra fin à l'issue de la présente Assemblée Générale et décide de renouveler le mandat d'administrateur de Monsieur Patrick de GIOVANNI, né le 4 mars 1945, de nationalité française, demeurant 11 sente du Bois des Dames, 92420 Vaucresson, pour une durée de quatre (4) ans qui expirera à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2014, à tenir en 2015.

Septième résolution

Renouvellement du mandat d'administrateur de Monsieur Claude ROSEVEGUE

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration, conformément à l'article L225-18 du Code de commerce, constate que le mandat d'administrateur de Monsieur Claude ROSEVEGUE prendra fin à l'issue de la présente Assemblée Générale et décide de renouveler le mandat d'administrateur de Monsieur Claude ROSEVEGUE, né le 26 mai 1947, de nationalité française, demeurant 19, allée Garenne, 91370 Verrières le Buisson, pour une durée de quatre (4) ans qui expirera à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2014, à tenir en 2015.

Huitième résolution

Nomination en qualité d'administrateur de Madame Myriam MAESTRONI

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration, conformément à l'article L225-18 du Code de commerce, décide de nommer, en qualité d'administrateur, Madame Myriam MAESTRONI, née le 31 mai 1967, de nationalité française, demeurant 26 rue Lemercier, 75017 Paris, pour une durée de quatre (4) ans qui expirera à l'issue de l'Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2014, à tenir en 2015.

Madame Myriam MAESTRONI a fait savoir à l'avance qu'elle accepte ce mandat et qu'elle remplit les conditions légales et réglementaires ainsi que celles posées par les statuts pour son exercice.

Neuvième résolution

Fixation du montant global des jetons de présence

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, décide de fixer le montant des jetons de présence susceptibles d'être alloués globalement aux membres du conseil d'administration à 90 000 euros au titre de l'exercice en cours qui sera clos au 31 décembre 2011 et à 100 000 euros pour les exercices ultérieurs jusqu'à nouvelle décision de l'Assemblée.

Dixième résolution

Autorisation à donner au Conseil d'Administration à l'effet d'opérer sur les actions de la Société

L'Assemblée Générale statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration :

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Décide d'autoriser le Conseil d'Administration, conformément aux articles L225-209 et suivants du Code de commerce, aux articles 241-1 à 241-6 du Règlement général de l'Autorité des marchés financiers et au Règlement n° 2273/2003 de la Commission européenne du 22 décembre 2003, à acquérir ou faire acquérir des actions de la Société ;
Décide que ces achats d'actions pourront être effectués en vue, par ordre de priorité décroissant :
d'assurer la liquidité et d'animer le marché des actions de la Société par l'intermédiaire d'un prestataire de services d'investissement intervenant en toute indépendance dans le cadre d'un contrat de liquidité et conformément à une charte de déontologie reconnue par l'Autorité des marchés financiers ;
de mettre en œuvre tout plan d'options d'achat d'actions de la Société, dans le cadre des dispositions des articles L225-177 et suivants du Code de commerce, toute attribution gratuite d'actions dans le cadre de tout plan d'épargne entreprise ou groupe conformément aux dispositions des articles L3332-1 et suivants du Code du travail, toute attribution gratuite d'actions dans le cadre des dispositions des articles L225-197-1 et suivants du Code de commerce et toute attribution gratuite d'actions dans le cadre de la participation aux résultats de l'entreprise et réaliser toute opération de couverture afférente à ces opérations, dans les conditions prévues par les autorités de marché et aux époques où le Conseil d'Administration ou la personne agissant sur délégation du Conseil d'Administration agira ;
de remettre des actions à l'occasion de l'exercice de droits attachés à des valeurs mobilières donnant accès par tous moyens, immédiatement ou à terme, à des actions de la Société, ainsi que de réaliser toutes opérations de couverture à raison des obligations de la Société liées à ces valeurs mobilières, dans les conditions prévues par les autorités de marché et aux époques où le Conseil d'Administration ou la personne agissant sur délégation du Conseil d'Administration agira ;
d'annuler tout ou partie des actions ainsi rachetées dans le cadre d'une réduction de capital, dans les conditions et sous réserve de l'adoption de la douzième résolution de la présente Assemblée Générale ;
de conserver des actions en vue de leur remise ultérieure à titre de paiement ou d'échange dans le cadre d'opérations de croissance externe, conformément aux pratiques de marché reconnues et à la réglementation applicable ;
de mettre en œuvre toute autre pratique de marché qui viendrait à être admise ou reconnue par la loi ou l'Autorité des marchés financiers, et plus généralement de réaliser tout autre objectif conforme à la réglementation en vigueur ;
Décide que la présente autorisation pourra être mise en œuvre dans les conditions suivantes :
le nombre maximal d'actions acquises ne pourra excéder 10 % des actions composant le capital social à la date de l'achat, étant précisé que les acquisitions réalisées par la Société en vertu de la présente autorisation ne pourront en aucun cas l'amener à détenir, directement ou indirectement, plus de 10 % des actions composant le capital social ;
le nombre d'actions acquises par la Société en vue de leur conservation et de leur remise ultérieure en paiement ou en échange dans le cadre d'une opération de fusion, de scission ou d'apport ne pourra excéder 5 % du capital social ;
le montant cumulé des acquisitions net de frais ne pourra excéder la somme de 80 000 000 d'euros ;
le prix maximal d'achat par action ne devra pas excéder 30 euros, étant précisé qu'en cas d'opérations sur le capital, notamment par incorporation de réserves suivie de la création et de l'attribution gratuite d'actions, et/ou de division ou de regroupement des actions, ce prix maximal d'achat sera ajusté en conséquence par un coefficient multiplicateur égal au rapport entre le nombre d'actions composant le capital avant l'opération concernée et le nombre d'actions après ladite opération ;
Décide que l'acquisition, la cession ou le transfert des actions pourront être effectués ou payés, dans le respect de la réglementation en vigueur, par tous moyens, notamment sur le marché ou hors marché, notamment de gré à gré, y compris par voie d'opérations sur blocs de titres ou d'offre publique, de mécanismes optionnels, d'instruments dérivés, d'achat d'options ou de valeurs mobilières. La part du programme qui peut s'effectuer par négociation de blocs n'est pas limitée et pourra représenter la totalité du programme ;
Décide qu'en cas d'offre publique sur les titres de la Société réglée intégralement en numéraire, la Société pourra poursuivre l'exécution de son programme de rachat d'actions, dans le respect des dispositions légales et réglementaires applicables ;
Précise que les actions rachetées et conservées par la Société seront privées du droit de vote et ne donneront pas droit au paiement du dividende ;
Décide de conférer tous pouvoirs au Conseil d'Administration, avec faculté de subdélégation à toute personne habilitée conformément aux dispositions législatives et réglementaires, en vue d'assurer l'exécution de ce programme de rachat d'actions propres, notamment pour passer tous ordres de bourse, conclure tous accords, notamment pour la tenue des registres d'achats et de ventes d'actions, établir tous documents notamment d'information, effectuer toutes formalités, en ce compris affecter ou réaffecter les actions acquises aux différentes finalités poursuivies, et toutes déclarations auprès de l'Autorité des marchés financiers et de tous autres organismes et, d'une manière générale, faire tout ce qui est nécessaire ;
Décide que la présente autorisation est conférée pour une durée de dix huit (18) mois à compter du jour de la présente Assemblée Générale ;
Décide que la présente autorisation prive d'effet à hauteur de la partie non utilisée et remplace l'autorisation donnée à la douzième résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010.

Le Conseil d'administration informera chaque année l'Assemblée Générale des opérations réalisées dans le cadre de la présente résolution, conformément à l'article L225-211 du Code de commerce.

Onzième résolution

Pouvoirs

L'Assemblée Générale statuant aux conditions de quorum et de majorité des assemblées générales ordinaires, confère tous pouvoirs aux porteurs d'un original, de copies ou d'extraits du présent procès-verbal à l'effet d'accomplir toutes formalités de publicité, de dépôt et autres qu'il appartiendra.

de la compétence de l'Assemblée Générale Extraordinaire

Douzième résolution

Autorisation à consentir au Conseil d'Administration à l'effet de réduire le capital social par annulation d'actions

L'Assemblée Générale statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales extraordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration et du rapport spécial des Commissaires aux Comptes, autorise le Conseil d'Administration, conformément aux dispositions des articles L225-209 et suivants du Code de commerce, à réduire le capital social, en une ou plusieurs fois, dans les proportions et aux époques qu'il décidera, par annulation, dans la limite de 10 % du capital de la Société par périodes de vingt quatre mois, de tout ou partie des actions acquises dans le cadre de tout programme de rachat d'actions autorisé à la dixième résolution des présentes ou antérieurement.

L'Assemblée Générale accorde cette autorisation pour une période de dix-huit (18) mois et confère tous pouvoirs au Conseil d'Administration, avec faculté de délégation, pour :

procéder à la réduction de capital par annulation des actions,
arrêter le montant définitif de la réduction de capital,
en fixer les modalités et en constater la réalisation,
imputer la différence entre la valeur comptable des actions annulées et leur montant nominal sur tous postes de réserves et primes disponibles,
et, généralement, faire le nécessaire pour la mise en œuvre de la présente autorisation, modifier, en conséquence, les statuts et accomplir toutes formalités requises.

La présente autorisation prive d'effet toute autorisation antérieure ayant le même objet.

Treizième résolution

Modification de l'article 28 des statuts de la Société

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales extraordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d'Administration :

Décide de modifier les stipulations de l'article 28 des statuts relatif aux conventions dites « réglementées » à des fins de conformité avec l'article L225-38 du Code de commerce ;
Décide, en conséquence, de remplacer l'article 28 des statuts de la Société par le texte suivant :

« Article 28

Il en est de même des conventions auxquelles l'une des personnes visées au paragraphe précédent est indirectement intéressée.

Sont également soumises à autorisation préalable, les conventions intervenant directement ou par personne interposée entre la Société et une entreprise si l'un des Administrateurs, le Directeur Général ou l'un des Directeurs Généraux Délégués de la Société est propriétaire, associé indéfiniment responsable, Gérant, Administrateur, membre du Conseil de Surveillance ou, de façon générale, dirigeant de cette entreprise.

Les dispositions qui précèdent ne sont pas applicables aux conventions portant sur les opérations courantes et conclues à des conditions normales. Cependant, ces conventions, sauf lorsqu'en raison de leur objet ou de leur implications financières, elles ne sont significatives pour aucune des parties, sont communiquées par l'intéressé au Président du Conseil d'Administration qui en communique la liste et leur objet aux administrateurs et aux Commissaires aux Comptes. Tout actionnaire a le droit d'avoir communication desdites conventions. »

Quatorzième résolution

Modification de l'article 31 des statuts de la Société

Décide de modifier les stipulations de l'article 31 des statuts relatif aux modalités de convocation de l'Assemblée Générale à des fins de mise en conformité avec les dispositions du Code de commerce, telles que modifiées ;
Décide, en conséquence, de remplacer l'article 31 des statuts de la Société par le texte suivant :

« Article 31

L'Assemblée Générale se réunit de droit chaque année, dans le courant du premier semestre sous réserve de prolongation de ce délai par décision de justice.

Elle se réunit en outre extraordinairement toutes les fois que le conseil en reconnaît l'utilité.

L'Assemblée Générale peut également être convoquée, à défaut, par les personnes énoncées par la loi.

L'Assemblée Générale est convoquée dans les conditions prévues par la loi.

La convocation est précédée d'un avis publié au Bulletin des Annonces Légales Obligatoires (BALO), 35 jours au moins avant la date de l'Assemblée. Cet avis mentionne les informations prévues par la loi.

Les demandes d'inscription de projets de résolution à l'ordre du jour sont envoyées à compter de la publication de l'avis au BALO et jusqu'à 25 jours avant la date de l'Assemblée Générale, sans pouvoir être adressées plus de 20 jours après la date de publication de l'avis au BALO.

Les convocations reprennent les mentions indiquées par la loi et les règlements.

L'usufruitier est convoqué tant à l'Assemblée Générale Ordinaire qu'à l'Assemblée Générale Extraordinaire. »

Quinzième résolution

Modification de l'article 32 des statuts de la Société

Décide de modifier les conditions dans lesquelles les actionnaires de la Société peuvent se faire représenter lors de toute assemblée générale afin de prendre en compte les modifications apportées par l'ordonnance n° 2010-1511 du 9 décembre 2010 à l'article L225- 106 du Code de commerce ;
Décide, en conséquence, de remplacer l'article 32 des statuts de la Société par le texte suivant :

« Article 32

Peuvent seuls participer aux Assemblées :

1. Les propriétaires d'actions nominatives inscrites en compte trois jours ouvrés au moins avant le jour fixé pour la réunion.

ii. Lorsque les actions de la Société sont admises aux négociations sur système multilatéral de négociation qui se soumet aux dispositions législatives ou réglementaires visant à protéger les investisseurs contre les opérations d'initiés, les manipulations de cours et la diffusion de fausses informations dans les conditions prévues par le règlement général de l'Autorité des marchés financiers, figurant sur une liste arrêtée par l'autorité dans des conditions fixées par son règlement général.

i. Lorsque les actions de la Société sont admises aux négociations sur un marché réglementé ;

Le mandat ainsi que, le cas échéant, sa révocation sont écrits et communiqués à la Société, dans les conditions prévues par la Loi.

Le droit de vote attaché à l'action appartient à l'usufruitier dans les Assemblées Générales Ordinaires et dans les Assemblées Générales Extraordinaires.

Pour toute procuration d'un actionnaire sans indication de mandataire, le président de l'Assemblée Générale émet un vote favorable à l'adoption des projets de résolutions présentés ou agréés par le Conseil d'Administration et un vote défavorable à l'adoption de tous les autres projets de résolutions. Pour émettre tout autre vote, l'actionnaire doit faire choix d'un mandataire qui accepte de voter dans le sens indiqué par le mandat.

Seizième résolution

Pouvoirs

L'Assemblée Générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales extraordinaires, confère tous pouvoirs aux porteurs d'un original, de copies ou d'extraits du présent procès-verbal à l'effet d'accomplir toutes formalités de publicité, de dépôt et autres qu'il appartiendra.

RAPPORT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION SUR LES DELEGATIONS ET AUTORISATIONS EN COURS

1. Délégations et autorisations en cours consenties par l'Assemblée Générale du 27 mai 2005

L'Assemblée Générale du 27 mai 2005 a accordé une autorisation pour un plan d'options de souscription d'actions sur la base de laquelle le Conseil d'Administration du 13 décembre 2005 a attribué 150 000 options (montant ajusté pour tenir compte de la division par vingt du nominal du titre intervenue en juillet 2006) exerçables à compter du 13 décembre 2009 pendant une durée de trois ans, au prix unitaire de 20,9 euros.

Au 31 décembre 2010, seules 5 000 des 150 000 options attribuées avaient été exercées, et 145 000 étaient exerçables jusqu'au 13 décembre 2012.

2. Délégations et autorisations en cours consenties par l'Assemblée Générale du 10 mai 2007

Aucune des délégations et autorisations consenties par l'Assemblée Générale du 10 mai 2007 n'est en cours.

En effet, l'autorisation d'attribution d'options de souscription d'actions d'une durée de 38 mois consentie par l'Assemblée Générale du 10 mai 2007 dans sa treizième résolution (dans la double limite d'une augmentation de capital de 2 750 000 euros et d'un montant maximal de 50 000 actions), n'a jamais été utilisée par le Conseil d'Administration, et a été privée d'effet par la 23ème résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010 portant sur le même objet.

3. Délégations et autorisations en cours consenties par l'Assemblée Générale du 15 mai 2008

Aucune des délégations et autorisations consenties par l'Assemblée Générale du 15 mai 2008 n'est en cours.

En effet, l'autorisation d'attribution d'options de souscription d'actions d'une durée de 38 mois consentie par l'Assemblée Générale du 15 mai 2008 dans sa dixième résolution (dans la double limite d'une augmentation de capital de 2 200 000 euros et d'un montant maximal de 40 000 actions), n'a jamais été utilisée par le Conseil d'Administration, et a été privée d'effet par la 23ème résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010 portant sur le même objet.

4. Délégations et autorisations en cours consenties par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009

a) Les seules délégations et autorisations consenties par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009 en cours sont celles rappelées au tableau ci-dessous adoptées par ses vingtième et vingt et unième résolutions.

Autorisation en cours	Durée	Montant nominal maximal	Date d'utilisation	Montant utilisé
Attribution gratuite conditionnelle d'actions de performance (20ème résolution)	38 mois	1,50 % du capital social de la Société calculé à la date d'attribution des actions par le Conseil d'Administration sur une base diluée tenant compte du nombre maximum d'actions nouvelles susceptibles d'être créées du fait des attributions et des stock-options attribuées à cette date	Décision du Conseil d'Administration du 28 août 2009 Décision du Conseil d'Administration du 25 janvier 2010 Décision du Conseil d'Administration du 28 juillet 2010	257 174 actions réparties en deux tranches égales, soit 0,88 % du capital dilué 5 806 actions réparties en deux tranches égales, soit 0,02 % du capital dilué 145 136 actions réparties en deux tranches égales, soit 0,50 % du capital dilué ___ Total : 408 116 actions réparties end eux tranches égales, soit 1,40 % du capital dilué. Aucune des actions attribuées n'est définitivement acquise. Les conditions de performance requises sont indiquées au paragraphe 17-2-3 du présent document de référence
Augmentation de capital par incorporation de réserve ou prime afin d'émettre les actions attribuées gratuitement (21ème résolution)	38 mois	Autorisation à mettre en œuvre à l'issue de la période d'acquisition	Néant	Néant

b) Les autres délégations et autorisations consenties par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009 dans ses résolutions 13 à 19 y incluse, et dont la liste est énumérée ci-après, n'ont pas été utilisées par le Conseil d'Administration et ont été privées d'effet par les résolutions portant sur le même objet adoptées par l'Assemblée Générale du 18 mai 2010.

Achat par la Société de ses propres actions.
Annulation par voie de réduction de capital des actions achetées par la Société.
Emission avec maintien du droit préférentiel de souscription.
Emission avec suppression du droit préférentiel de souscription, par voie d'offre au public et/ou d'offre visée au II de l'article L411-2 du Code monétaire et financier.
Augmentation du montant des émissions réalisées avec suppression du droit préférentiel de souscription en cas de demandes excédentaires.
Emission en rémunération d'apports en nature consentis à la Société.
Emission en rémunération de titres apportés dans le cadre d'offres publiques d'échanges.

5. Délégations et autorisations en cours consenties par l'Assemblée Générale du 18 mai 2010

Autorisation	Durée	Montant nominal maximal	Date d'utilisation	Montant utilisé
Achat par la Société de ses propres actions (12ème résolution)	18 mois	Nombre d'actions ne pouvant excéder 10 % du capital à la date de l'achat Montant maximum des fonds affectables à ces achats : 80 M€
Emission, avec maintien du droit préférentiel de souscription (14ème résolution)	26 mois	Titres de capital : 357 000 € (ce montant constitue un plafond commun à certaines des autorisations mentionnées ci-dessous) Titres de créance : 200 M€ (ce montant constitue un plafond commun à certaines des autorisations mentionnées ci-dessous)	Décision du Conseil d'administration du 27 août 2010	Imputation sur le plafond global d'un montant de 7 315 euros correspondant à l'attribution de 190 000 options de souscription
Emission par voie d'offre au public, avec suppression du droit préférentiel de souscription (15ème résolution)	26 mois	Titres de capital : 215 000 (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €) Titres de créance : 200 M€ (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 200 M€)
Emission par voie d'offre visée au II de l'article L411-2 du Code monétaire et financier, avec suppression du droit préférentiel de souscription (16ème résolution)	26 mois	Titres de capital : 215 000 (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €) Titres de créance : 200 M€ (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 200 M€)
Autorisation consentie à l'effet d'augmenter le montant de l'émission initiale, en cas d'émission avec maintien ou suppression du droit préférentiel de souscription des actionnaires (17ème résolution)	26 mois	15 % de l'émission initiale (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 € / 200 M€)
Fixation du prix des émissions réalisées par voie d'offre au public ou d'offre visée au II de l'article L411-2 du Code monétaire et financier, avec suppression du droit préférentiel de souscription des actionnaires, dans la limite de 10 % du capital par an (18ème résolution)	26 mois	10 % du capital social au jour de la décision du Conseil d'Administration fixant le prix d'émission par période de 12 mois (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 € / 200 M€)
Emission dans la limite de 10 % du capital social, en rémunération d'apports en nature (19ème résolution)	26 mois	10 % du capital social au jour de la décision du Conseil d'Administration décidant l'émission (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)
Emission en rémunération d'apports de titres effectués dans le cadre d'une offre publique d'échange (20ème résolution)	26 mois	215 000 € (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)
Emission avec suppression du droit préférentiel de souscription au profit des adhérents à un plan d'épargne (21ème résolution)	26 mois	288,75 € (ce montant nominal maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)
Augmentation du capital social par incorporation de primes, réserves, bénéfices ou autres dont la capitalisation serait admise (22ème résolution)	26 mois	Montant des sommes pouvant être incorporées au capital à la date de la décision du conseil d'administration (ce montant nominal maximal ne s'impute pas sur le montant global maximal de 357 000 €)

ANNEXE 5 : RAPPORT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION SUR LES DELEGATIONS ET AUTORISATIONS EN COURS

Autorisation	Durée	Montant nominal maximal	Date d'utilisation	Montant utilisé
Attribution d'options de souscription d'actions nouvelles ou d'achat d'actions existantes (23ème résolution)	26 mois	200 000 actions, soit environ 0,7 % du capital social à la date de l'Assemblée Générale (ce montant maximal s'impute sur le montant global maximal de 357 000 €)	Décision du Conseil d'Administration du 27 août 2010	190 000 options de souscription
Réduction du capital par annulation d'actions (24ème résolution)	18 mois	10 % du capital social à la date d'annulation par période de 24 mois

RAPPORT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION SUR LES OPERATIONS REALISEES EN VERTU DES DISPOSITIONS DES ARTICLES L225-177 ET SUIVANTS DU CODE DU COMMERCE, RELATIFS AUX OPTIONS DE SOUSCRIPTION ET D'ACHAT D'ACTIONS

Conformément aux dispositions de l'article L225-184 du Code de Commerce, nous vous rendons compte, par le présent rapport, des opérations réalisées en vertu des dispositions des articles L225- 177 et suivants du Code de Commerce relatifs aux options de souscription d'actions.

(Les chiffres indiqués tiennent compte pour toute la période considérée de la division par vingt du nominal de l'action Séchilienne-Sidec décidée par l'Assemblée Générale du 17/05/2006 et entrée en vigueur le 03/07/2006).

L'Assemblée Générale du 27 mai 2005 a accordé une autorisation pour un plan d'options de souscription, sur la base de laquelle le Conseil d'Administration du 13 décembre 2005 a attribué 150 000 options (montant ajusté pour tenir compte de la division par vingt du nominal du titre intervenue en juillet 2006), exerçables à compter du 13 décembre 2009 et pendant une période de trois ans, au prix de souscription unitaire de 20,9 euros pour une action. La colonne 3 du tableau cidessous en rend compte. Au 31 décembre 2010, seules 5 000 des 150 000 options attribuées avaient été exercées.

ANNEXE 6 : RAPPORT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION SUR LES OPERATIONS REALISEES EN VERTU DES DISPOSITIONS DES ARTICLES L225-177 ET SUIVANTS DU CODE DU COMMERCE, RELATIFS AUX OPTIONS DE SOUSCRIPTION ET D'ACHAT D'ACTIONS

Information sur les options de souscription ou d'achat
Date d'assemblée	18 décembre 2001		27 mai 2005	18 mai 2010
Dates du Conseil d'Administration	2 septembre 2002	11 décembre 2003	13 décembre 2005	27 août 2010
Nombre total d'options attribuées	136 000	246 000	150 000	190 000
Nombre d'attributaires mandataires sociaux et administrateurs	1	1	2	2
Nombre d'attributaires autres que mandataires sociaux et administrateurs	10	11	12	80
Nombre total d'actions pouvant être souscrites ou achetées	136 000	246 000	150 000	190 000
- Dont nombre de celles pouvant être souscrites ou achetées par les mandataires sociaux et administrateurs :	70 000	120 000	40 000	33 500
Dominique FOND (Directeur Général lors de l'attribution en décembre 2005)	70 000	120 000	30 000
Nordine HACHEMI(Directeur Général lors de l'attribution en août 2010)				30 000
Xavier LENCOU-BAREME (Administrateur lors des attributions en décembre 2005 et août 2010)			10 000	3 500
Nombre d'actions pouvant être souscrites par les dix premiers salariés	66 000	121 000	106 000	68 000

Point de départ d'exercice des options	2 septembre 2006	11 décembre 2007	13 décembre 2009	28 août 2014
Date d'expiration	2 septembre 2009	11 février 2010	13 décembre 2012	28 août 2017
Prix de souscription ou d'achat	4,45 euros	4,75 euros	20,9 euros	21,306 euros
Nombre d'actions souscrites au 31 décembre 2010	136 000	246 000	5 000	Aucune
Nombre cumulé d'options de souscription ou d'achat actions annulées ou caduques
Options de souscription ou d'achat d'actions restantes en fin d'exercice 2010	Aucune	Aucune	145 000	190 000

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010, les options attribuées aux les mandataires sociaux et aux dix premiers salariés par le Conseil d'administration le 27 août 2010 sont les suivantes :

Bénéficiaires	Plan	Nature des options	Valorisation des options selon la méthode retenue pour les comptes consolidés	Nombre d'options attribuées durant l'exercice	Prix d'exercice	Période d'exercice
Mandataires sociaux	27/08/2010	Souscription	139 841	30 000	21,306	du 28/08/2014 au 28/08/2017
Dix premiers salariés	27/08/2010	Souscription	340 000	68 000	21,306	du 28/08/2014 au 28/08/2017

Les options peuvent être exercées à l'issue d'une période de 4 ans à compter de leur date d'attribution, et leur durée de validité est de 7 ans à compter de leur date d'attribution.

Selon les règlements des plans applicables aux options attribuées par les décisions du Conseil d'Administration des 2/09/2002, 11/12/2003 et 13/12/2005, les options détenues par un bénéficiaire qui quitte la Société par démission, licenciement pour faute professionnelle grave ou lourde ou révocation pour motif grave deviennent caduques. Le Conseil d'Administration peut cependant, après avis du Président, déroger cas par cas à cette disposition. Il a décidé une telle dérogation au bénéfice de Monsieur Dominique FOND après la démission de ce dernier.
Selon le règlement du plan applicable aux options attribuées par la décision du Conseil d'Administration du 27/08/2010, en cas de départ/mise en retraite ou en préretraite, le bénéficiaire concerné conservera ses options, ces dernières pouvant être exercées jusqu'à la fin de la période d'exercice.

Il est précisé qu'aux termes du règlement du plan d'options de souscription d'actions adopté par le Conseil d'Administration du 27/08/2010 :

Les bénéficiaires des options sont
- o les mandataires sociaux de la Société et de ses filiales, au sens de l'article L233-1 du Code de commerce et relevant de l'article 210-3 de ce code,
- o l'ensemble des salariés de la Société ou ses filiales au 15 août 2010.
Les actions offertes issues de l'exercice des options seront créées par voie d'augmentation de capital.
Les options pourront être exercées entre le 28 août 2014 et le 28 août 2017. Toute option non exercée à l'issue de la période d'exercice sera caduque de plein droit.
L'exercice des options sera soumis à la condition que le mandat social ou le contrat de travail du bénéficiaire soit en vigueur à la date d'ouverture, sauf application des dispositions ci-après :
- o en cas de départ/mise en retraite ou en préretraite, le bénéficiaire concerné conservera ses options, exerçables jusqu'à la fin de la période d'exercice,
- o en cas de décès du bénéficiaire avant l'issue de la période d'exercice, ses héritiers pourront exercer ses options dans un délai de 6 mois à compter de la date du décès.
A la date d'ouverture, l'exercice des options par l'ensemble des bénéficiaires est soumis à une condition de performance se référant à l'évolution de la puissance installée du parc photovoltaïque (progression de cette puissance d'au moins 30% par an du 31 décembre 2009 au 31 décembre 2011).
Le prix d'exercice des options fixé, soit 21,306 euros/action, correspondait au jour de la date d'attribution, le 27 août 2010, à la moyenne mobile sur vingt jours (mm 20) du cours de l'action SECHILIENNE-SIDEC (moyenne arithmétique des vingt derniers jours de clôture).
Les actions nouvelles issues des levées d'options effectuées dans le cadre de ce plan donneront droit au dividende versé au titre de l'exercice au cours duquel les options auront été levées, mais elles ne donneront pas droit au dividende versé au titre de l'exercice précédent leurs levées et qui serait versé au cours de l'exercice au cours duquel elles auront été levées.

Au cours de l'exercice clos le 31 décembre 2010, les actions souscrites par les mandataires sociaux et les dix premiers salariés sur exercice des options de souscription attribuées par le Conseil d'administration le 13 décembre 2005 sont les suivantes :

Bénéficiaires	Nombre d'options exercées	Nombre d'actions souscrites
Mandataires sociaux
	néant	néant
Dix premiers salariés
	néant	néant

Le nombre total d'actions souscrites par l'ensemble des attributaires a été de 5 000.

* * *

Comme indiquent les tableaux ci-dessus, au cours de l'exercice 2010,

a) 190 000 options de souscription d'actions ont été consenties à 82 bénéficiaires, mandataires sociaux et salariés de la Société et de ses filiales au sens de l'article L233-1 du Code de commerce et relevant de l'article L210-3 du même code, par décision du Conseil d'Administration du 27 août 2010 faisant application de l'autorisation consentie par la 23ème résolution de l'Assemblée Générale du 18 mai 2010.

b) Aucune des options attribuées par les décisions du Conseil d'Administration du 2 septembre 2002 et du 11 décembre 2003 n'a été exercée, la totalité d'entre elles ayant déjà été exercées au cours d'exercices précédents (2006 et 2007).

c) 5 000 options, sur le total de 150 000 options attribuées par la décision du Conseil d'Administration du 13 décembre 2005, ont été exercées.

* * *

Par ailleurs, au cours de l'exercice clos le 31/12/2010, comme au cours des exercices antérieurs,

Aucune option n'a été consentie par les sociétés qui sont liées à la Société dans les conditions prévues à l'article L225-180 du Code de Commerce ou qui sont contrôlées par elle au sens de l'article L233-16 du Code de Commerce, aux mandataires sociaux ou aux salariés de la Société ou de ces sociétés.
Aucune option qui aurait été consentie par les sociétés liées à la Société dans les conditions prévues à l'article L225-180 du Code de Commerce, ou contrôlées par elle au sens de l'article L233-16 du Code de Commerce, n'a été exercée par un mandataire social ou un salarié de la Société ou de ces sociétés.

RAPPORT DU CONSEIL D'ADMINISTRATION SUR LES ATTRIBUTIONS GRATUITES D'ACTIONS AUX SALARIES ET AUX DIRIGEANTS REALISEES EN VERTU DES ARTICLES L225-197-1 ET SUIVANTS DU CODE DU COMMERCE

Conformément aux dispositions de l'article L225-197-4 du Code de Commerce, nous vous rendons compte des opérations réalisées en vertu des dispositions des articles L225-197-1 et suivants du Code de Commerce relatifs aux attributions gratuites d'actions.

A) Attributions gratuites d'actions réalisées en 2009 et 2010

lors de sa séance du 28 août 2009 :
- o de procéder à l'attribution gratuite de 402 310 actions représentant 1,386 % du capital social « dilué » (après prise en compte du nombre maximum d'actions nouvelles susceptibles d'être émises en vertu de l'autorisation mise en œuvre et des stocks options attribués à la date de la première attribution gratuite d'actions), l'attribution ainsi consentie étant pour chaque bénéficiaire, divisée en deux tranches égales soumises à des conditions de performance différentes (plus sévères pour la seconde) ; et
- o d'arrêter la liste nominative des cinquante (50) bénéficiaires de cette attribution, ainsi que le nombre d'actions attribuées à chacun (réparti comme indiqué ci-dessus en deux tranches égales A et B) et les termes du règlement du plan d'attribution gratuite d'actions concernant chaque bénéficiaire, établi en conformité avec les prescriptions de la résolution précitée de l'Assemblée Générale du 16 juin 2009.

Dans ce cadre, il a été attribué à Monsieur Nordine HACHEMI, Président Directeur Général 145 136 actions dont 72 568 pour la tranche A et 72 568 pour la tranche B. En raison de retards pris dans certaines filiales pour la conclusion ou la modification des accords d'intéressement ou de participation initialement prévue pour 2009 pour satisfaire aux conditions de l'article L225-197-6 du Code de commerce, l'attribution gratuite d'actions au profit de M. Nordine HACHEMI a fait l'objet d'une nouvelle décision du Conseil d'Administration en 2010.

lors de sa séance du 25 janvier 2010 de consentir à un bénéficiaire supplémentaire, salarié de la Société, 5 806 actions gratuites réparties en 2 903 actions « tranche A » et 2 903 « tranche B ».
lors de sa séance du 28 juillet 2010 de réattribuer à Monsieur Nordine HACHEMI 145 136 actions gratuites réparties en deux tranches égales de chacune 72 268 actions, au vu du constat qu'après signature en juin 2010 de l'ensemble des accords d'intéressement requis pour satisfaire aux conditions posées par l'article L225-197-6 du Code de commerce, ces conditions étaient désormais remplies.

B) Situation résultant des attributions réalisées en 2009 et 2010

Au 31 décembre 2010, l'autorisation d'attribution d'actions gratuites donnée au conseil par l'Assemblée Générale du 16 juin 2009, qui portait sur 435 404 actions, était ainsi utilisée :

Attributions effectuées lors de la séance du 28 août 2009 au profit de 49 attributaires : 257 174 actions. (Compte tenu de la non-applicabilité de l'attribution concernant M. HACHEMI).
Attribution effectuée lors de la séance du 25 janvier 2010 au profit d'un attributaire : 5 806 actions.
Attribution effectuée lors de la séance du 28 juillet 2010 au profit de Monsieur Nordine HACHEMI, Président Directeur Général : 145 136 actions.
Le nombre total d'actions ainsi attribuées gratuitement est de 408 116, représentant 1,38 % du capital social (sur une base diluée).
Nombre d'actions non encore attribuées : 27 288 actions, auxquelles s'ajoutent 5 512 actions dont l'attribution est devenue caduque du fait du départ de leurs bénéficiaires, ce qui conduit à un nombre d'actions encore attribuable de 32 800, soit 0,12% du capital social (sur une base diluée).

a) Conditions de performance exigées

Conditions de performance

Evénement à intervenir

Plage de temps à l'intérieur de laquelle l'évènement
doit intervenir

Atteinte d'un cours de bourse à la clôture de 30 jours
de négociation au cours d'une période glissante de six
mois au moins égal à :
40 euros pour la tranche A
60 euros pour la tranche B
Ou
Réalisation d'une OPA concomitante ou consécutive à
une prise de contrôle ou un changement de contrôle de
la Société, si le prix offert par action est au moins égal
à :
40 euros pour la tranche A
60 euros pour la tranche B

Plage comprise entre la date d'attribution initiale et la
date la plus proche entre le 31 décembre 2012 ou,
selon le cas :
Concernant M. Nordine HACHEMI, la date de
cessation de ses fonctions de Président Directeur
Général,
Concernant chacun des autres bénéficiaires, la date
de cessation d'exercice de fonctions salariées au
sein du Groupe.

b) Date d'acquisition définitive des actions attribuées

c) Période de conservation imposée à partir de l'acquisition

Le tableau ci-dessous présente une synthèse des actions attribuées gratuitement au 31 décembre 2010 :

Assemblée Générale	16 juin 2009
Conseil d'Administration	28 août 2009	25 janvier 2010	28 juillet 2010
Nombre de bénéficiaires :	49	1	1
dont nombre de salariés bénéficiaires	49	1	0
Nombre total d'actions attribuées aux bénéficiaires		408 116 en deux tranches égales
Dont nombre d'actions attribuées aux salariés : dont 2 salariés - dont 7 salariés - dont 10 salariés - dont 5 salariés - dont 9 salariés - dont 17 salariés	262 980 101 596 60 956 58 060 14 510 13 068 14 790
Evaluation des actions attribuées :	1 898 087 euros : évaluation déterminée sur la base du cours de bourse à la date d'attribution
Dont évaluation des actions attribuées aux salariés	1 346 570 euros : évaluation déterminée sur la base du cours de bourse à la date d'attribution
Nombre d'actions attribuées aux mandataires sociaux, à savoir M. HACHEMI (Président Directeur Général)	145 136 en deux tranches égales
Nombre d'actions attribuées aux membres salariés du Comité de Direction	168 358 en deux tranches égales
Nombre d'actions attribuées aux dix premiers salariés (en nombre d'actions attribuées gratuitement)	168 358
Date d'acquisition définitive (subordonnée à l'atteinte des conditions de performance)	er janvier 2013 (émission ou cession des actions 1 par la Société au plus tard le 10 janvier 2013)
Date de cessibilité des actions	2 ans à partir de l'acquisition, soit le 2 janvier 2015 Cette période est pour le PDG et un salarié, prolongée jusqu'à cessation de leurs fonctions pour 25 % des actions qui leur sont attribuées.
Nombre d'actions acquises définitivement au 31/12/2010	Néant
Nombre d'actions attribuées gratuitement annulées ou caduques au 31/12/2010 (en raison du départ de 4 salariés)	5 512
Nombre d'actions attribuées gratuitement et en vigueur au 31/12/2010		402 604 en deux tranches égales

Attributaire	Numéro et date du plan	Nombre d'actions (*)	Evaluation des actions attribuées	Date d'acquisition	Date de cessibilité	Conditions de performance
Mandataires sociaux
M. HACHEMI	28/07/2010	145 136	551 517	1/01/2013	2/01/2015 pour 75 % des actions Date de cessation des fonctions pour 25 % des actions	Voir paragraphe a) ci-dessus
Salariés		262 980	1 346 570
Dont salarié 1	28/08/2009	72 568	371 579	1/01/2013	2/01/2015 pour 75 % des actions Date de cessation des fonctions pour 25 % des actions	Voir paragraphe a) ci-dessus
Dont salarié 2	28/08/2009	29 028	148 623	1/01/2013	2/01/2015	Voir paragraphe a) ci-dessus
Dont salarié 3 à 9	28/08/2009	8 708 chacun	44 585	1/01/2013	2/01/2015	Voir paragraphe a) ci-dessus
Dont salarié 10	28/08/2009	5 806	29 727	1/01/2013	2/01/2015	Voir paragraphe a) ci-dessus

(*) En deux tranches égales A et B.

DELEGATIONS ET AUTORISATIONS QUI SERONT SOUMISES A L'ASSEMBLEE GENERALE DU 25 Mai 2011

A l'occasion de sa réunion du 9 mars 2011, le Conseil d'Administration a décidé de soumettre à l'approbation de l'Assemblée Générale des actionnaires de la Société convoquée pour le 25 mai 2011, les projets de délégations et autorisations suivants :

Autorisation	Durée	Montant nominal maximal proposé
Autorisation à l'effet d'opérer sur les actions de la Société (9ème résolution)	18 mois	Nombres d'actions ne pouvant excéder 10 % du capital à la date d'achat. Montant maximum des fonds affectables à
		ces achats 80 millions d'euros.
Autorisation à l'effet de réduire le capital par annulation d'actions	18 mois	10 % du capital social par périodes de 24 mois.

DOCUMENT D'INFORMATION ANNUEL

Informations à caractère comptable et financier

Date	Nature de l'information	Support de publication
1/02/2010	Communiqué sur le Chiffre d'affaires 2009	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
16/03/2010	Communiqué sur les Résultats annuels 2009	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
16/03/2010	Présentation des résultats annuels 2009 Diaporama présenté lors de la réunion SFAF du 16 mars 2010	-Site de la Société
29/04/2010	Communiqué sur le Chiffre d'affaires du premier trimestre 2010	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
30/04/2010	Communiqué de Mise à disposition du document de référence	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
30/04/2010	Document de référence 2009 enregistré par l'AMF le 30 avril 2010 sous le numéro R10 -031	-Site de la Société
18/05/2010	Diaporama présenté lors de l'Assemblée Générale Mixte du 18 mai 2010	-Site de la Société
29/07/2010	Présentation des résultats du premier semestre 2010 Présentation faite par conférence téléphonique auprès des analystes financiers	-Site de la Société
29/07/2010	Communiqué sur les Résultats du premier semestre 2010	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
30/08/2010	Communiqué de mise à disposition du rapport financier semestriel au 30 juin 2010	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
30/08/2010	Rapport financier semestriel au 30 juin 2010	-Site de la Société -Site de l'AMF -Site info-financière
21/10/2010	Information trimestrielle au 30 septembre 2010	-Site de la Société -Site de la Société -Site de l'AMF -Site info-financière
10/03/2011	Communiqué sur les Résultats annuels 2010	Site de la Société -Site info-financière
10/03/2011	Présentation des résultats annuels 2010 Diaporama présenté lors de la réunion SFAF du 10 mars 2011	Site de la Société

28/04/2011	Chiffre d'affaires consolidé cumulé au 31 mars 2011	Site de la Société -Site info-financière

Gouvernement d'entreprise et contrôle interne

Date	Nature de l'information	Support publication
29/03/2011	Règlement intérieur adopté par le Conseil d'administration du 19 décembre 2008, mis à jour par délibération du 26 janvier 2011	-Site de la Société
30/04/2010	Dans le document de référence : Le rapport du président sur les conditions de travail du Conseil d'administration et les dispositifs de contrôle interne en 2010 et le rapport des commissaires aux comptes sur le rapport du président	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
29/03/2011	Règlement intérieur adopté par le Conseil d'administration du 19 décembre 2008, mis à jour par délibération du 26 janvier 2011	-Site de la Société

Assemblées générales d'actionnaires

Date	Nature de l'information	Support de publication
12/04/2010	Un avis de réunion valant avis de convocation des actionnaires de Séchilienne-Sidec à une Assemblée Générale Mixte, Ordinaire et Extraordinaire, appelée à se tenir le mardi 18 mai 2010 au centre de conférences Etoile-Saint-honoré, 21-25 rue Balzac 75008 Paris, a été publié au BALO du lundi 12 avril 2010 (bulletin n° 44)	-BALO n°44
13/04/2010	Communiqué relatif à la publication de l'avis de réunion valant avis de convocation des actionnaires de Séchilienne-Sidec à une Assemblée Générale Mixte, Ordinaire et Extraordinaire, appelée à se tenir le mardi 18 mai 2010 au centre de conférences Etoile-Saint-Honoré	-Site de la Société
29/04/2010	Lettre de convocation aux actionnaires et documents joints dont le texte des résolutions pour l'Assemblée Générale Mixte du mardi 18 mai 2010	-Site de la Société
18/05/2010	Diaporama présenté à l'Assemblée Générale des actionnaires du 18 mai 2010	-Site de la Société
18/05/2010	Résultats des votes de l'Assemblée Générale des actionnaires du 18 mai 2010 et modalités de paiement du dividende	-Site de la Société
20 /04 /2011	Avis de réunion de l'Assemblée Générale des actionnaires du 25 mai 2011	BALO n°47
21 /04 /2011	Avis de réunion de l'Assemblée Générale des actionnaires du 25 mai 2011	-Site de la Société

Opérations sur titres

Date	Nature de l'information	Support de publication
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1484)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1485)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1486)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1487)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1488)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1489)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1490)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1491)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1492)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier ((Décision et information n° 210D1493)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1494)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1495)	Site de l'AMF
29/03/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D1496)	Site de L'AMF
01/06/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D2578)	Site de l'AMF
01/06/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D2579)	Site de l'AMF
28/06/2010	Déclarations individuelles relatives aux opérations des personnes mentionnées à l'article L. 621-18-2 du code monétaire et financier (Décision et information n° 210D3020)	Site de l'AMF

Informations sur le nombre total de droits de vote et le nombre total d'actions composant le capital de la société

Date	Nature de l'information	Support de publication
07/04/2010	Déclaration au 6 avril 2010 auprès de l'AMF et diffusion réglementée en date du 6 avril 2010	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
28/05/2010	Publication au BULLETIN DES ANNONCES LEGALES OBLIGATOIRES (BALO n° 64 du 28 mai 2010) du nouveau nombre de droits de vote, suite à l'assemblée générale mixte du 18 mai 2010	-Site de la Société -BALO n°64

Honoraires des commissaires aux comptes

Date	Nature de l'information	Support de publication
30/04/2010	Dans le document de référence du 30 avril 2010 Honoraires des contrôleurs légaux des comptes	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF

Informations relatives à la vie de la société

Date	Nature de l'information	Support publication	de
05/01/2010	Impact sur les comptes 2009	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF
06/05/2010	Séchilienne-Sidec porte à la connaissance de ses actionnaires Le texte intégral du communiqué de presse diffusé par Financière Hélios, actionnaire de référence de Séchilienne Sidec	-Site de la Société -Site info-financière -Site de l'AMF

Information juridique

Date de l'acte	Nature de l'information	Support de publication
20/01/2011	Statuts de la Société juin 2010	-Site de la Société
29/03/2011	Règlement intérieur modifié au 26 janvier 2011	-Site de la Société

Références :

Site de la Société : www.sechilienne-sidec.com
Site info-financière : www.info-financiere.fr
Site de l'AMF : www.amf-france.org
Greffe : Information déposée au greffe du Tribunal de commerce de Paris (répertorié sur www.infogreffe.fr)

TABLE DE CONCORDANCE

La table de concordance ci-après permet d'identifier, dans le présent document de référence, les informations qui constituent le rapport financier annuel devant être publié conformément aux articles L.451-1-2 du Code monétaire et financier et 222-3 du Règlement général de l'Autorité des marchés financiers.

Rapport financier annuel		Document de référence
N°	Rubrique	Paragraphe(s)	Page(s)
1.	Comptes annuels	20.2	217 à 235
2.	Comptes consolidés	20.1	163 à 216
3.	Rapport de gestion
3.1	Informations mentionnées aux articles L.225-100 et L.225-100-2 du Code de commerce
	Analyse de l'évolution des affaires	6 et 9	43 à 63, 82 à 99
	Analyse des résultats	9	82 à 99
	Analyse de la situation financière	9 et 10	82 à 99, 100 à 102
	Principaux risques et incertitudes	4	18 à 37
	Tableau récapitulatif des délégations en cours de validité	21.1.2 et Annexe 5	241 à 243, 308 à 311
3.2	Informations mentionnées à l'article L.225-100-3 du Code de commerce
	Eléments susceptibles d'avoir une incidence en cas d'offre publique	15.1.4, 16, 18, 21.2 et 22	125 à 128,129 à 133, 147 à 152, 247 à 258, 259 à 265
3.3	Informations mentionnées à l'article L.225-211 alinéa 2 du Code de commerce
	Programme de rachat d'actions	21.1.5.2	244 à 245
4.	Déclaration des personnes physiques qui assument la responsabilité du rapport financier annuel	1.1	11
5.	Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes annuels	20.2.5	234 à 235
6.	Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés	20.1.7	215 à 216
7.	Communiqué relatif aux honoraires des commissaires aux comptes	2.3	14
8.	Rapport du Président du Conseil d'Administration sur le fonctionnement du Conseil de surveillance et le contrôle interne pour l'exercice 2010	Annexe 1	269 à 285
9.	Rapport des commissaires aux comptes sur le rapport du Président	Annexe 2	286 à 287

GLOSSAIRE

Bagasse

La bagasse est une forme de biomasse, constituée par le résidu fibreux de la canne à sucre passée par un moulin pour en extraire le suc.

Elle est composée principalement par la cellulose de la plante, et a une puissance calorifique la rendant apte à être utilisée comme combustible en vue de la production de chaleur et/ou d'électricité. L'utilisation à des fins énergétiques de la bagasse est neutre en termes d'émission de gaz à effet de serre, car sa combustion ne dégage que le CO² fixé par la plante lors de sa croissance.

Biomasse

La biomasse est l'ensemble de la matière organique d'origine végétale ou animale, renouvelable. Les principales formes de l'énergie issue de biomasse sont les biocarburants pour les transports, le chauffage domestique alimenté au bois, et la combustion dans des centrales productrices de vapeur et/ou d'électricité alimentées au bois, déchets ou autres matières d'origine végétale ou animale.

Capacité

La capacité de production d'un ensemble d'unités de production d'électricité correspond à la quantité d'énergie maximale qui serait produite en une heure si toutes ces unités fonctionnaient simultanément à plein régime.

Elle est structurellement supérieure à la production réelle qui dépend de la durée de fonctionnement de chaque unité.

Elle se mesure en Watts (W) ou kW ou MW. L'énergie produite se mesure en W.h ou kW.h ou MW.h ou GW.h.

Capacité en attente de raccordement

Les producteurs d'électricité doivent pouvoir accéder au réseau de transport et de distribution pour y injecter l'électricité qu'ils produisent.

L'opération qui le leur permet est le raccordement, effectué par les gestionnaires de réseau dans des délais et à des conditions de facturation déterminés contractuellement.

Les unités de production électrique s'inscrivent dans des « files d'attente » de raccordement dès leur phase de développement et peuvent demeurer en attente de raccordement même après avoir été achevées.

Les capacités installées en attente de raccordement sont celles des unités qui se trouvent dans cette dernière situation.

Elles se mesurent en Watts (W) ou kW ou MW.

Capacités installées

La capacité installée totale est la somme des capacités de production des unités déjà raccordées et en exploitation d'une part, et des unités achevées en attente de raccordement d'autre part. Elles se mesurent en Watts (W) ou kW ou MW.

Centrale thermique

Une centrale thermique est une centrale électrique qui produit son électricité à partir d'une source de chaleur : cette source peut être la combustion d'un combustible fossile ou d'une biomasse (thermique à flamme) ou la fusion de noyaux atomiques.

La combustion effectuée dans les chaudières des centrales thermiques à flamme produit de la vapeur. Cette vapeur sous pression fait tourner à grande vitesse une turbine qui entraîne elle-même un alternateur générant de l'électricité.

Cogénération

La cogénération recouvre l'ensemble des techniques de production délivrant de façon simultanée de la chaleur et de l'électricité à partir d'une seule installation.

Son utilisation est particulièrement adaptée aux sites d'industries dont le process nécessite des besoins thermiques sous forme d'eau chaude, d'air chaud ou de vapeur.

La cogénération permet d'obtenir d'excellents rendements et d'ainsi réduire de façon importante les coûts énergétiques, par rapport à ceux résultant de productions distinctes de chaleur et d'électricité.

Combustibles fossiles

Un combustible fossile est un combustible issu d'éléments organiques accumulés dans le sous-sol au fil des ères géologiques.

On trouve ces combustibles fossiles à l'état solide (charbon, lignite, tourbe, sables bitumineux), liquide (pétrole) ou gazeux (gaz naturel).

Les combustibles fossiles ont pour principaux inconvénients d'être présents en quantités limitées et dans un nombre assez réduit d'aires géographiques, d'être épuisables, et de libérer dans l'atmosphère d'importantes quantités de gaz à effet de serre et d'autres émissions toxiques.

Energie éolienne

L'énergie éolienne est l'énergie directement tirée du vent.

Une centrale éolienne produit de l'électricité au moyen d'un aérogénérateur. Elle est composée d'un ensemble de mâts surmontés de générateurs électriques entraînés par des hélices (« pales ») mues par le vent.

Energie photovoltaïque

L'énergie photovoltaïque est une énergie produite par l'utilisation d'une partie du rayonnement solaire au travers de panneaux qui captent la lumière du soleil (photons) et la transforment en électricité. Ces panneaux convertissent directement la lumière en courant électrique continu, et des onduleurs permettent ensuite de transformer ce courant continu en courant alternatif compatible avec le réseau.

Energies renouvelables

Les énergies renouvelables sont des énergies issues de sources inépuisables et constamment reconstituables, par opposition aux gisements de combustibles fossiles qui sont des stocks de quantités limitées, se réduisant au fur et à mesure de leur consommation.

Ces énergies renouvelables sont fournies par le soleil, le vent, les chutes d'eau et cours d'eau, les marées et mouvements de la mer ainsi que par la chaleur de la terre (géothermie) et la croissance des végétaux (biomasses).

Leur avantage est, outre leur caractère d'énergie-flux au rebours des énergies-stocks raréfiables, leur capacité à participer à la lutte contre l'effet de serre, car elles n'engendrent pas ou n'engendrent que peu d'émissions polluantes.

Quotas de CO²

La Plan National d'Allocation des Quotas de CO2, PNAQ, constitue la déclinaison française d'application de la directive communautaire visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Ce PNAQ définit un montant de quotas d'émission, exprimé en tonnes de CO2, alloué pour une année par l'Etat à chaque entreprise concernée selon son secteur d'activité et ses caractéristiques techniques. L'entreprise doit rendre chaque année autant de quotas de tonnes de CO2 qu'elle en a émis l'année précédente, et doit en acheter sur le marché si le montant de ses émissions a dépassé celui de l'allocation reçue.

AI Terminal

Albioma

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SECHILIENNE-SIDEC Société Industrielle pour le Développement de l'Energie et de la Cogénération

DOCUMENT DE REFERENCE 2010

SOMMAIRE

REMARQUES GENERALES :

1.1 PERSONNE RESPONSABLE DES INFORMATIONS CONTENUES DANS LE DOCUMENT DE RÉFÉRENCE

1.2 ATTESTATION DU RESPONSABLE DU DOCUMENT DE RÉFÉRENCE

1.3 RESPONSABLE DE L'INFORMATION FINANCIÈRE

1.4 CALENDRIER DE L'INFORMATION FINANCIÈRE

CHAPITRE 2 : CONTROLEURS LEGAUX DES COMPTES

2.1 COMMISSAIRES AUX COMPTES TITULAIRES

PRICEWATERHOUSECOOPERS AUDIT

MAZARS

2.2 COMMISSAIRES AUX COMPTES SUPPLÉANTS

Yves NICOLAS

Daniel ESCUDEIRO

2.3 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES

3.1 INFORMATIONS FINANCIÈRES SELECTIONNÉES ANNUELLES

La capacité d'autofinancement et les paiements sur investissements (exercices clos les 31 décembre 2008, 2009 et 2010)

Autres indicateurs financiers

Les capitaux propres et l'endettement financier net

La capitalisation boursière (exercices clos les 31 décembre 2008, 2009 et 2010) En millions d'euros 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010 Capitalisation boursière calculée sur la base du nombre d'actions et du cours de 890 806 541

3.2 INFORMATIONS FINANCIÈRES SÉLECTIONNEES TRIMESTRIELLES

CHAPITRE 4 : LES FACTEURS DE RISQUE

4.1 RISQUES LIÉS AUX ACTIVITÉS DE LA SOCIÉTÉ

4.1.1 Risques opérationnels

4.1.2 Risques liés aux conditions climatiques et aux catastrophes naturelles

4.1.3 Risques liés aux contextes sociaux

4.1.4 Risques industriels, réglementaires ou environnementaux

4.1.5 Risques liés à la facturation du charbon sur les centrales thermiques

4.1.6 Risques liés au caractère discrétionnaire et non intangible des mesures d'incitation fiscale aux investissements et activités dans les DOM, et aux variations potentielles d'autres dispositions fiscales

4.1.7 Risques liés au développement de la Société

4.2 RISQUES JURIDIQUES

4.2.1 Risques de litige

4.2.2 Risques liés à la détention de participations minoritaires dans les sociétés localisées à l'Ile Maurice

4.3 RISQUES DE DÉPENDANCE À L'ÉGARD DE TIERS

4.3.1 En phase de construction

4.3.2 En phase d'exploitation

4.4 RISQUES DE MARCHÉ

4.4.1 Risques de liquidité

(i) Nature et montant des facilités :

(ii) Remboursement des tranches A et B

4.4.2 Risques de taux

4.4.2.1 Dette Corporate

4.4.2.2 Autres dettes financières

4.4.3 Risques de change

4.4.4 Risques sur actions

4.4.5 Risques de contrepartie

4.4.6 Risques liés à l'importance des engagements hors bilan

4.5 ASSURANCES

4.5.1 Politique d'assurance

4.5.2 Résumé des polices couvrant les sociétés du Groupe en 2010

4.5.2.3 Responsabilité civile exploitation

4.5.2.4 Responsabilité civile atteinte à l'environnement

4.5.2.5 Responsabilité civile mandataire sociaux

4.5.2.6 Multirisques bureaux

4.5.3 Description des sinistres

4.6 RISQUES LIES A LA SITUATION DE FINANCIERE HELIOS

5.1 HISTOIRE ET ÉVOLUTION DE LA SOCIÉTÉ

5.1.1 Fiche d'identité de la société

5.1.2 Historique : Les événements importants dans le développement des activités de la Société

1982 -1989 : Spécialiste de la Cogénération (Groupe Charbonnage de France)

1989-2003 : Développement de la Société

(ii) Centrales bagasse/charbon

2004 à 2008 : Entrée dans l'Eolien et le Photovoltaïque

(iii) Centrales Eoliennes

(iv) Parcs photovoltaïques

Année 2009

Année 2010

Premier trimestre 2011

5.2 INVESTISSEMENTS

5.2.1 Principaux investissements réalisés ou en cours de construction

5.2.2 Principaux investissements envisagés

CHAPITRE 6 : APERÇU DES ACTIVITÉS

6.1 PRINCIPALES ACTIVITÉS

6.1.1 Activités dans le domaine thermique

(i) Le parc thermique du Groupe

(iv) La cogénération