La menace d'une panne d'électricité sur l'Europe cet hiver? 15 ème édition de lObservatoire Européen des Marchés de lEnergie Conférence du 3 Décembre 2013

La menace d'une panne d'électricité sur l'Europe cet hiver?

15ème édition de l’Observatoire Européen des Marchés de l’Energie

Conférence du 3 Décembre 2013

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Observatoire Européen des Marchés de l’Energie | Paris, 18 Octobre 2013

Perspectives pour l’évolution des marchés européens de l’énergie

Malgré une stagnation de la consommation d’énergie, les prix du pétrole restent élevés

La maîtrise de l’énergie est un facteur clé

L’exploitation des gaz non conventionnels continue de croître

Le développement des énergies renouvelables est ralenti par la baisse des subventions liée aux déficits publics

Transition énergétique : exemples de l’Allemagne et de la France

L’état perturbé des marchés de l’électricité et du gaz menace la sécurité d’approvisionnement

La situation financière des Utilities reste difficile

Conclusions



En 2012, le Produit Intérieur Brut (PIB) de l’Europe a reculé de 0,4% et une croissance nulle est prévue pour 2013

Alors que l’économie des Etats-Unis est repartie (+2,2% du PIB en 2012 et +2,4% au 1er trimestre 2013), la croissance des BRICS – encore bien supérieure à celles des pays développés – s’est ralentie

Le ralentissement économique et les mesures d’efficacité énergétique limitent la consommation d’énergie. Les nouveaux usages alimentent la croissance de la demande électrique (par ex. la consommation d’électricité liée aux TIC représente ~10% de la consommation totale)

La consommation de gaz dépend des usages directs et des besoins pour la production d’électricité – actuellement 27% de la consommation totale. Cette proportion, qui a augmenté ces dernières années devrait commencer à diminuer

En 2012, la crise économique s’est accentuée en Europe, faisant baisser les consommations d’électricité et de gaz

Corrélation entre les consommations d’électricité et de gaz* et le PIB (UE-27)

Les espoirs d’une reprise économique forte en Europe se sont envolés. Les prévisions économiques

mondiales et européennes sont prudentes *Non corrigées du climat

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Consommation de gaz

Consommation d'électricité

Evolution du PIB

Source: ENTSO-E, Eurogas, FMI – analyse Capgemini, EEMO15



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Les prix du pétrole restent élevés du fait de l’instabilité dans les pays arabes (Syrie notamment) et de la situation en Iran

En août 2013, le déficit d’approvisionnement en provenance du Moyen-Orient et d’Afrique du Nord a atteint 3 million de barils par jour (mb/j) soit environ 3,5% de la demande globale En Lybie, les exportations sont tombées à leur plus

bas niveau depuis la guerre civile de 2011 (80,000 b/j en août 2013 soit moins de 10% de son niveau d’avant guerre)

Au Nigeria, la production est à son plus bas niveau depuis 2009: en deçà de 1,9 mb/j pendant l’été 2013 par rapport à 2,1 mb/j en 2012

En Irak, la production a atteint 3,06 mb/j en août 2013, la plus basse valeur en 5 mois

En Iran, la production a baissé à 2,68 mb/j en août 2013 (pour comparaison : 2,8 mb/j en août 2012 et 3,6 mb/j en août 2011)

Début septembre 2013, la crainte d’une attaque des pays occidentaux contre la Syrie a fait grimper à nouveau les prix du pétrole sur les marchés

Prix du pétrole – Brent en dollars et en euros

Les prix du pétrole devraient rester élevés à moyen terme

Prix

du

pét

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Source: BP



Les prix du gaz en Europe sont beaucoup plus élevés qu’aux Etats-Unis mais inférieurs à ceux de l’Asie

Grâce au développement des gaz non conventionnels, les prix du gaz sont bas aux Etats-Unis

Au Japon, après l’accident de Fukushima les importations de gaz ont augmenté ainsi que les prix. En septembre 2013, ces prix étaient plus de 4 fois supérieurs au prix américain

Les Utilities européennes s’approvisionnent principalement via des contrats long terme indexés sur le pétrole. Le prix du pétrole étant resté élevé, les prix de gaz en Europe sont actuellement environ 3 fois plus élevés que le prix américain. Cependant les Utilities ont réussi à obtenir une part de 40 à 50% de prix spot dans l’indexation des contrats long terme

La part de prix spot dans l’indexation des contrats long terme devrait continuer à augmenter

Prix du gaz

Source: Focus gaz











Conclusions



Les mesures d’efficacité énergétique sont difficiles à mettre en œuvre

L’efficacité énergétique est satisfaisante dans le secteur industriel. Le défi porte sur le secteur des transports et des bâtiments

Consommation d’énergie primaire (UE-27) Une étude de Capgemini Consulting* montre

qu’il existe un potentiel réel d’effacement de la pointe (12-14%) car les consommateurs sont prêts à différer leurs usages lors de pics de consommation, alors que les gains d’économies d’énergie sont plus modestes (2-3%)

Les programmes d’efficacité énergétique doivent associer des mesures passives et actives : Les mesures passives comprennent : l’isolation

des logements, la réduction des modes de veille, l’adoption d’appareils éco-énergétiques et constructions & équipements éco-conçus

Les mesures actives ont pour but d’accroître le bénéfice financier des économies d’énergie au moyen de tarifs dynamiques et de prix plus élevés. D’autres mesures actives ont pour but de sensibiliser les consommateurs (campagnes d’information, données de consommation réelle grâce aux compteurs intelligents, …)

*Etude Demand Response – Capgemini Consulting, VaasaETT et Enerdata, 2012

Source: Eurostat, BP statistical report 2013 – analyse Capgemini, EEMO15

1,450

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1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020C

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-27

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Consommation d'énergie primaireTrajectoire vers l'objectif 2020Objectif 2020 pour l'UE-27Projection avec les mesures en place(selon l'estimation de l'UE en mars 2011)Nouvel objectif (selon la Directive adoptée en octobre 2012) -20%

-17%

-9%



L’information/éducation des consommateurs est un élément crucial pour la Maîtrise de la Demande

Au Japon, après le tsunami de mars 2011, un objectif de 15% de réduction de la consommation d’électricité a été fixé pour l’été 2011

Les gros industriels ont reçu l’ordre de restreindre leur consommation

Eté 2010

16,58GW

5/8/201013,03

GW

9/8/2011

Production Consommation

Eté 2011

12,46GW

9/8/2011

Eté 2011

Restrictions sur la consommation des gros industriels: 550 heures entre le 1er Juillet et le 9 Septembre

Mise en place de projets pour générer des économies d’énergie et organisation de réunions pour les plus petits consommateurs

Aide à l’installation de systèmes d’auto-production

Perte de capacité hydraulique suite aux pluies torrentielles

Centrales hors service suite au séisme

15,57 GW

Pointe Eté 2010

(5/8/2010)

PointeEté 2011

(9/8/2011)

La demande d’électricité a baissé de plus de 4 GW (de 16,6 GW sur l’été 2010 à 12,5 GW sur l’été 2011), évitant ainsi des coupures d’électricité

Températures plus basses que l’année précédenteMoindre demande après le séismeEfforts d’économies d’énergie



Divers dispositifs devraient contribuer à l’efficacité énergétique : compteurs intelligents, gestion de la demande, effacement, contrôle des appareils à distance

De nombreux pays nordiques, l’Espagne et le Royaume-Uni ont commencé le déploiement des compteurs intelligents Avec 5,1 millions de compteurs

installés d’ici à la fin 2013, la Finlande sera le 3ème pays après l’Italie et la Suède à achever le déploiement complet des compteurs intelligents

En France, la décision d’installer les compteurs intelligents électriques (coût estimé entre 5 et 7 mds d’euros pour les 35 millions de compteurs) a été prise en juillet 2013 avec une 1ère phase de 3 millions de compteurs installés d’ici à 2016

En août 2013, le gouvernement français a approuvé l’installation – entre 2016 et 2022 – des 11 millions compteurs intelligents gaz

Les futurs marchés de capacité incluent une rémunération

réglementée des effacements

Déploiement des compteurs intelligents en Europe (statut à juillet 2013)

IE

NL

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ROSI

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ES IT

GR

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DE

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BG

CZLU

NorvègeE Loi adoptée le 1er juillet 2011 :

déploiement obligatoire de relevés automatisés. Fin de déploiement au 1er janvier 2017

FinlandeE 86% de compteurs à relevé

horaire déployés fin 2012. Fin prévue en 2013

EstonieE Déploiement prévu entre 2013 et 2017

SuèdeE Déploiement finalisé

en 2009

DanemarkE 52% de compteurs intelligents

ou solutions alternatives déployés par plusieurs GRD à fin 2012

AllemagneE Pilotes à grande échelle en cours (~0.5 m compteurs

installés à mi-2012). Mi-2013, le Ministère de l’Economie a rejeté le déploiement des compteurs en raison du manque d’intérêt pour les consommateurs

G Plusieurs milliers de compteurs déployés

PologneE+G

Pilotes en cours. Décision de généralisation et planning du déploiement non encore arrêté

République tchèqueE CEZ a fini son pilote en 2011 et a

décidé de ne pas poursuivre

AutricheE Législation adoptée en avril 2012 :

2015 : 10% déployés2017 : 70% déployés2019 : 95% déployés

BelgiqueE+G

Wallonie: Déploiement sur 30 ans privilégiéFlandres: pilote en cours, puis réévaluation B-case fin 2013France

E Déploiement des 35 millions de compteurs intelligents décidé en juillet 2013

G Déploiement des 11 millions de compteurs prévu sur la même période que pour l’électricité (2016-2022)

GrèceE Déploiement en cours pour

60 000 grands clients B2CG Projets d’extension aux

compteurs gaz et eau à Athènes

ItalieE Déploiement finalisé en 2009

G 80% des compteurs installésen 2016. Renégociation des concessions en cours

HongrieE Pilotes en cours. En attente

des conclusions du B-case courant 2013

G Pilotes multi-fluides en cours (élec, gaz, eau) chez RWE

Royaume-UniE + G

Démarrage du déploiement des 53 millions de compteurs d’électricité et de gaz prévu entre l’automne 2015 et fin 2020. Forte intervention de l’état.

Pays-BasE+G

Plusieurs pilotes en cours.Législation adoptée en 2011. Installations sur la base du volontariat Déploiement prévu de 2014 à 2020

PortugalE Pas de législation spécifique ni de

B-case. Pilotes en cours.

EspagneE Déploiement en cours. Fin prévue pour

2018. Travaux sur la loi sur la protection des données en cours. Lancement de pilotes pour tester la MdE fin 2012 et 2013

G Déploiement non décidé

IrlandeE + G

2008-2011: Etudes et pilotes2012-2014: Définition des besoins2014-2015: Build & tests2015-2019: Déploiement national

I

I DF

DF

Déploiement finalisé

Déploiement pour 2020 bien engagé

Débat en cours

Refus de déploiement

GRD pas responsable du déploiement

Déploiement bi-énergie

I

DF

DF

LituanieE B-case négatif. Pas de déploiement

DF

Source: Diverses newsletters spécialisées – analyse Capgemini, EEMO15



L’Allemagne se positionne en leader dans le domaine de l’efficacité énergétique des bâtiments

L’Allemagne n’a pas encore mis en œuvre un cadre réglementaire précis pour l’efficacité énergétique dans l’Industrie et les PME, et les Utilities n’avaient jusqu’à présent qu’une obligation d’information sur les économies d’énergies envers les consommateurs

La rénovation énergétique des logements stagne aujourd’hui en France

Source : Progress Implementing the IEA 25 Energy Efficiency Policy Recommendations – OCDE Mars 2012

Analyse comparée des progrès dans la mise en œuvre des recommandations d’efficacité énergétique de l‘AIE (Agence Internationale de l’Energie)

Alle

mag

ne

Fra

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Tous secteurs

Bâtiments

Appareilsélectriques

Eclairage

Transport

Industrie

Utilities

Tous secteurs

Bâtiments

Appareilsélectriques

Eclairage

Transport

Industrie

Utilities

Mise en œuvre complèteProjet de mise en œuvre

Mise en œuvre partielleNon mis en œuvre

Mise en œuvre en cours











Conclusions



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100

250

50

60200-

70

Le développement des pétroles et des gaz non conventionnels change le paradigme

Réserves principales de gaz non conventionnels

Source: IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas, Mai 2012

Sou

rce:

IF

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N,

IEA

Réserves (en années de consommation en prenant en compte les gaz non conventionnels)



Les conséquences du développement des gaz non conventionnels aux Etats-Unis

En 2012, les gaz de schiste ont représenté 34% de la production totale de gaz aux Etats-Unis contre 25% en 2010. Cette proportion devrait passer à 50% en 2040*

Les autorisations pour quatre projets de terminaux de liquéfaction (sur 26 demandes) ont été accordées (et quelques autres devraient suivre) : Freeport au Texas Sabine Pass (Cheniere Energy) en Louisiane Lake Charles Exports en Louisiane Lusby dans le Maryland

L’exploitation de ces gaz à des prix compétitifs a favorisé le rapatriement aux Etats-Unis d’industries fortement consommatrices d’énergie et a permis la création d’environ 600 000 emplois dans l’industrie (en plus des nombreux emplois directs)

L’utilisation aux Etats-Unis de ces gaz, en substitution au charbon dans les centrales électriques, a permis une baisse des émissions de gaz à effet de serre (-2,4% entre 2010 et 2011 et -1,6% entre 2011 et 2012)

Le débat sur l’exportation des gaz non conventionnels américains progresse

Production de gaz aux Etats-Unis, par type de source (Tcf)

Source: EIA

*Estimation EIA (Energy Information Administration)



L’exploitation des gaz non conventionnels en Europe permettrait de limiter, à l’horizon 2030, à 60% la dépendance vis-à-vis des importations de gaz par rapport aux projections actuelles de 80%*

Développement des gaz de schiste en Europe (statut à septembre 2013)

*Rapport de la commission européenneAu sein de l’Europe, la France est de plus en plus isolée sur son moratoire interdisant l’utilisation de la fracturation hydraulique

Sou

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15

• Nov. 2011: moratoire sur le fracking en Rhénanie du nord• Juin 2012: réserves récupérables estimées entre 700 et 2 300

bcm par l’Institut des géosciences & ressources naturelles• Février 2013: proposition de loi pour interdire le fracking dans

les zones disposant de nappes phréatiques et systématiser les études d’impact avant délivrance de permis

• Novembre 2013: accord entre la CDU et le SPD sur un moratoire sur le fracking

• Décembre 2012: suspension des forages• Août 2013: les risques environnementaux de l’exploitation

des gaz de schiste seraient "moindres et contrôlables" selon un rapport gouvernemental

• Août 2013: réserves estimées entre 2 400 et 11 000 bcmpar un institut de recherche indépendant (TNO)

• Décembre 2012: levée du moratoire sur le fracking• Juin 2013: nouvelle étude de l’institut géologique britannique

relevant à 40 000 bcm les réserves du bassin de Bowland et de ses environs

• Juillet 2013: introduction de mesures fiscales incitatives (taxe de 30% sur la production de gaz de schiste contre 62% pour la production de pétrole et gaz conventionnels)

• Juin 2011: moratoire sur le fracking• Octobre 2011: suppression de tous les permis

d’exploration précédemment attribués• Septembre 2012: le nouveau gouvernement confirme son

opposition au fracking• Juin 2013: un rapport parlementaire recommande

l’assouplissement du moratoire pour évaluer les réserves• Octobre 2013 : le Conseil constitutionnel valide la loi

interdisant le fracking• Janvier 2012: le gouvernement bulgare retire le permis

d’exploration accordé à Chevron, et le parlement impose l’interdiction du fracking

• Juin 2012: le parlement lève certaines restrictions (mais le fracking reste interdit). Le moratoire est toujours en vigueur à septembre 2013

BG

• Mai 2012: le nouveau gouvernement impose un moratoire sur fracking

• Avril 2013: levée du moratoire, et pression de l’opinion publique pour le maintenir

RO

• Juin 2012: ExxonMobil se retire de la Pologne pour cause de rendement trop faible de ses premiers puits

• Juillet 2012: 5 pétroliers nationaux lancent un programme d’exploration de 408 million d’euros

• Janvier 2013: loi régulant le marché en cours de préparation

• Août 2013: 8,000 m3/j de gaz extrait depuis fin juillet 2013

PL

• Juin 2012: réserves récupérables estimées à 50 bcm par les services géologiques lithuaniens

• Avril 2013: révision de la loi pour durcir les contraintes environnementales

LT

LV

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• Mars 2013: réserves récupérables estimées à 1 415 bcm par le conseil espagnol des ingénieurs miniers

• Avril 2013: introduction d’un moratoire sur le fracking dans la région de la Cantabrie

• Juillet 2013: le gouvernement autorise l’exploration de gaz de schiste

Allemagne

Royaume-Uni

Pays-Bas

Espagne

France

Bulgarie

Roumanie

Pologne

Lituanie

Moratoire sur le fracking Moratoire dans une région ou en discussion



Conséquences pour l’Europe du développement des gaz non conventionnels américains

Si des centrales nucléaires étaient autorisées à redémarrer au Japon, l’impact

de l’exportation du gaz de schiste américain serait plus important pour l’Europe

Impact prévisionnel sur les prix de 2016 à 2030 selon différents scénarios d’exportation de gaz non

conventionnels américains (en $/MBtu, dollars courant)

Le développement des gaz non conventionnels en Europe mettrait en danger la position de Gazprom et d’autres exportateurs (l’Algérie, le Qatar)

La Russie a beaucoup de réserves de gaz et si les infrastructures étaient disponibles, elle pourrait inonder l’Europe de gaz enclenchant une guerre des prix

Cependant la Russie a des besoins domestiques croissants en énergie à satisfaire

Les producteurs de gaz non conventionnels américains devraient obtenir de nouvelles autorisations d’exportation

Dans les 2 cas, un prix bas du gaz aurait un impact positif sur le développement industriel











Conclusions



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10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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120%

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 210

Gro

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Electricity production [TWh]

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2010

2009

2008

2007

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2005

2011

201020092008

2007

20062005

Solaire PV

Capacité Var (abs.) Var (%)

DE DE DK

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ES FR GR

Eolien

Capacité Var (abs.) Var (%)

DE DE RO

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UK IT EE

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Géothermie

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PT -

FR -

Déchets

DE NL

FR BE

IT DE

Biogaz

DE DE

UK IT

IT CZ

Petite hydro

IT IT

FR RO

ES BG

Top 3 des pays :

1 En MW net pour l’éolien, le solaire PV, la petite hydro et la géothermie et en TWh pour le biogaz, les déchets et la biomasse

2 Croissance relative pour le solaire PV et l’éolien

Capacité installée1 Var.2 (absolue)

DE DE

UK IT

IT FR

20112012

2012

2011

2011

20112011

Taux

de

cro

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nce

[%]

Production d’électricité [TWh]

Le développement rapide des énergies renouvelables crée une surcapacité de production et complique la gestion des réseaux électriques

Les nombreux changements réglementaires ont entrainé une baisse des investissements fin 2012 (s’établissant à 79,9 mds de dollars soit -29% en Europe)

A cause de la baisse des subventions et malgré la croissance du solaire et de l’éolien, l’objectif européen sur les énergies renouvelables ne sera probablement pas atteint

Les fabricants de panneaux solaires européenssouffrent de la concurrence chinoise

Au niveau mondial, près de la moitié d’entre eux pourraient faire faillite ou être rachetés à court terme*

* Ernst & Young et BNEF, Mai 2012

Taux de croissance des EnR (2005-2012)

On a assisté ces dernières années à un développement important de la puissance installée des énergies renouvelables de flux (éolien et solaire) avec une croissance plus forte (et mal

maîtrisée) du solaire



Le développement de l’énergie solaire en Allemagne a été mal prévu et a augmenté les surcapacités électriques

Prévisions successives de la puissance solaire (en MW) installée en Allemagne

Source: RWE

La surcapacité de puissance installée devrait perdurer

Ajout de capacités conventionnelle (en GW)

Ajout de capacités renouvelables (en GW)

Source: Statkraft



437530 585

361

43052377

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1,125

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2011 2016 2020

Eu

ros

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taxe

s ex

clu

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Energie Coûts de réseaux CSPE

+30%

+15%

En Allemagne, les taxes liées au soutien des énergies renouvelables représentent 18% du prix payé par les clients résidentiels alors qu’en France, celles-ci comptent pour environ 10%

En Allemagne, la taxe ‘renouvelables’ est entièrement supportée par les clients alors qu’en France, une partie de cette subvention est supportée par EDF (~5 mds d’euros

cumulés, qui seront remboursés par l’Etat)

Evolution de la facture d’un client résidentiel type en France (8,5 MWh/an –

équipé avec du chauffage électrique)

Evolution du prix de l’électricité pour un ménage type en Allemagne (3,5 MWh/an – 3 personnes dans le foyer)

112.2 117.2 121.9 129.9 141.2 138.9 138 141.7 143.2

1.69(4%)

1.64(5%)

1.02(5%)

1.16(5%)

1.31(6%)

2.05(9%)

3.53(14%)

3.592(14%)

5.277(18%)

0.410.58

0.680.88

1.02 1.121.13 2.05

3.53

186.6194.6

206.4216.5

232.1 236.9252.3 258.9

287.3

0

50

100

150

200

250

300

350

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

€/M

Wh

Autres taxes

EEG-Umlage

Energie et coûts de réseaux

CSPE: Contribution au Service Public de l’Electricité dont 60% est consacré aux ENR

6.24

2014

soit 19% de hausse



De nombreux pilotes sont lancés mais les déploiements industriels tardent

Les investissements dans les projets pilotes de réseaux intelligents s’accélèrent (à ce jour 18 mds d’euros investis dans le monde)

En revanche, le déploiement industriel des réseaux intelligents n’est pas aussi rapide qu’initialement prévu. Ceci est principalement dûaux volumes d’investissements, au manque d’innovation sur le fonctionnement des marchés de détail et à l’absence de régulationet de modèle adaptés (spécialement en Europe)

En termes de technologie, il n’existe pas d’approcheunique, les retours d’expérience des projets pilotes actuelssont donc plus complexes à prendre en compte

Toutefois, malgré les spécificités de chaque réseau et dechaque base de clients, il est possible de tirer quelquesenseignements des pilotes : Le stockage, la gestion temps réelle des données et l’équilibrage du

réseau en temps réel sont les applications clés pour gérer deux enjeuxmajeurs : l’effacement de la demande de pointe et les pertes en ligne

Une gestion durable de la demande d’énergie ne peut être atteinte qu’en adoptant une approche holistique ciblant le comportement des consommateurs, s’appuyant sur des tarifs dynamiques et des incitations, des nouvelles technologies et davantage d’automatisation

Les normes, standards, le cadre réglementaire et les mécanismes de marché doivent être améliorés, clarifiés et établis sur le moyen terme

Amélioration de la qualité du service client

Réduction des coûts

opérationnels des réseaux

Gestion plus sûre des réseaux

Réduction des émissions de gaz à effet de

serre

Intégration des énergies

renouvelables

Amélioration des opérations sur les marchés

de l’énergie

Efficacité énergétique

3X20

3X20 3X20

Bénéfices des

réseaux intelligents



Le marché devrait croître fortement dans les 10 à 20 prochaines années

Estimations des investissements dans les réseaux intelligents (mds d’euros)

Sources: Edison, E&Y, GTM, Innovation Observatory, ISGF, JRC, Zpryme

Brésil

EuropeChine

India

Mise en œuvre de réseaux intelligents (excl. les

investissements pour la maintenance du système

existant et pour répondre à la croissance de la

demande)

Investissements dans les réseaux intelligents

(incl. les compteurs intelligents,

modernisation du réseau de transport, …)

Développement du réseau à

l’échelle nationale

WAM, DLR, AMI, micro-

réseaux, formation, etc.

Investissements dans les réseaux

intelligents

Modernisation des réseaux (incl. les investissements

traditionnels)

Inclut la modernisation et l’expansion des réseaux; et les

nouvelles sources de production pour remplacer l’arrêt de

centrales nucléaires

JRC 2010-2020 pour l’Europe2011-2030 pour les Etats-Unis (scénarios haut et bas)

Innov. Obs. 2010-2030 Infrastructures pour les réseaux intelligents (automatisation, infrastructure de communication, systèmes d’information, équipement HAN, compteurs intelligents)

Edison 2008-2030CC est. Estimation Capgemini Consulting incl. tous les

investissements requis pour la modernisation des réseaux de transport et distribution

E&Y 2010-2020ISGF 2012-2017Zpryme 2010-2020

USA

JRC Edison Innov. Obs.

358

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45

254

Innov. Obs.

14

JRC Innov.Obs.

CC est.

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110

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E&Y Innov.Obs.

Zpryme

498

74 76

Japon

Innov.Obs.

15

Innov.Obs.

ISGF

275











Conclusions



Malgré l’accident de Fukushima, de nouveaux projets nucléaires se développent, principalement en Asie

Parmi les 65 réacteurs en construction dans le monde, 47 sont construits en Asie : Chine (26) Russie (10)

De nouveaux projets voient également le jour au Moyen-Orient (Emirats, Arabie Saoudite), Turquie et Afrique du Sud

Il n’y a pas eu d’arrêt de réacteurs existants sauf en Allemagne (pour des raisons politiques) et au Japon

En juillet 2013, 4 compagnies d’électricité japonaises ont soumis à l’autorité de régulation nucléaire des demandes de redémarrage de 10 réacteurs

En Europe, où il n’y a pas eu de construction de nouveaux réacteurs depuis longtemps, les compétences de gestion de très gros projets sont à reconstituer

Concrétisation d‘un accord pour la construction de deux réacteurs EPR (3,2 GW) à Hinkley Point C (UK): Investisseurs: EDF Energy (45-50%), CGNPC et CNNC (30-40%), Areva (10%) et autres

(15%) Prix d’achat garanti fixé à 92,5 £/MWh dans le cadre d’un contrat pour différence d’une

durée de 35 ans (avec un retour estimé à 10%) La décision finale d'investissement pourrait intervenir d’ici juillet 2014

Les investissements et coûts opérationnels additionnels

liés aux nouvelles exigences de sûreté vont renchérir le

coût de production nucléaire, qui devrait toutefois rester

compétitif. Cependant, il y a un véritable besoin de

maîtriser les délais et coûts de construction

Inde (7) Corée du Sud (4)



Les transitions énergétiques vont conduire à des augmentations du coût de l’électricité

Suite à l’accident de Fukushima et au développement des gaz de schiste, le mix énergétique européen (en capacité installée) devrait évoluer* vers: Une stabilité du gaz (au mieux) Plus de charbon (dans certains

pays) Plus d’énergies renouvelables :

la part des EnR (hors hydro) progresserait de 22% en 2013 à 36% en 2030

Moins de nucléaire: la part du nucléaire dans le mix électrique européen devrait décroître de 13% en 2013 à 10% en 2030

Deux exemples types : l’Allemagne et la France

*ENTSO-E

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Notes: 1: projection 2020 basée sur un scénario ‘meilleure estimation’, 2: projection 2030 basée sur un scénario ‘progrès lent’ vers l’objectif de décarbonisation de 2050

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2013 mix: lef t-hand side bar

2020 mix1: middle bar

2030 mix2: right-hand side bar

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Solar + Biomass

Wind

Hydro

Other fossil

Gas

Lignite + Coal

Nuclear




Solaire + biomasse

Eolien

Hydraulique

Autres combustibles fossiles

Gaz

Lignite + charbon

Nucléaire

Mix 2013 : barre de gauche

Mix 20201 : barre du milieu

Mix 20302 : barre de droite

Mix électrique (capacité installée) 2013, 2020 et 2030 (à Juin 2013)



Procédure non engagéeProcédure au niveau régionalProcédure d’autorisationAutorisée / en constructionConstruction finalisée

Projet en retardProjet dans les temps

En Allemagne, la mise en œuvre de la transition énergétique ("Energiewende") se heurte à des problèmes de réseau

La transition énergétique allemande nécessite la refonte du réseau et la construction de capacités de production supplémentaires : Abandon total du nucléaire en 2022 Réduction des émissions de gaz à effet de serre de 80% à 95% d’ici

2050 80% de part des EnR dans la production électrique avant 2050

A mi-2013, des écarts importants avec ce plan sont observés : Des centrales au charbon ou au lignite mises sous cocon ont été

redémarrées pour répondre à la demande. En 2012, ces centrales ont fonctionné davantage (+6%) et ont donc conduit à une hausse des émissions de CO2 (+2%)

La construction de nouvelles lignes électriques prend du retard à cause de l’opposition publique. Cependant, les 4 GRTs ont décidé de coopérer sur 4 lignes souterraines nord-sud en HVDC* qui sont cruciales pour la réussite de la transition énergétique

Le ministre de l’énergie et de l’environnement Peter Altmaier a reconnu que le coût de la transition énergétique devrait

s’élever à 1 300 mds d’euros (d’ici à 2040). Le prix de l’électricité payé par les industriels – hors électro-intensifs – pourrait augmenter de près de 70% en 2025** mettant en péril leur compétitivité. Le prix payé par les ménages augmenterait

aussi*High Voltage Direct Current (courant continu à haute tension)**Etude du CAS sur la transition énergétique allemande

Développement des projets de nouvelles lignes (statut à août 2012)



En France, le coût de la transition énergétique (50% d’énergie

nucléaire dans le mix électrique en 2025) est estime à 592 mds d’euros

Les investissements pour la maitrise de l’énergie sont estimés à 170 mds d’euros 422 mds d’euros doivent être investis dans le système électrique (ces infrastructures – fermes

éoliennes, lignes à haute tension – nécessitent l’acceptation sociale ; Il faut actuellement au moins 10 ans pour mettre une ligne à haute tension en service dont 9 ans de procédures et un an de travaux) 262 mds d’euros en production (surtout en énergies renouvelables)

50 mds d’euros dans le réseau de transport électrique

110 mds d’euros dans le réseau de distribution électrique

Le coût de l’électricité augmenteraient de 30-40€/MWh en plus d’une augmentation similaire liée aux engagements du Grenelle de l’environnement

En septembre 2013, l’OPECST* a conseillé au gouvernement d’opter pour une ‘trajectoire raisonnée’ pour la réduction de la part de l’énergie nucléaire dans le mix électrique

En augmentant le coût (et le

prix) de l’électricité, la

transition énergétique impacterait

négativement la compétitivité des

entreprises

Investissements dans le système électrique Augmentation du coût de l’électricité par MWh

Source: UFE

*Office Parlementaire d’Evaluation des Choix Scientifiques et Technologiques



L’opinion publique souhaite une réduction de la part de l’énergie nucléaire mais n’accepte pas les augmentations de prix qui en résultent

Quelle est votre opinion sur le recours à l'énergie nucléaire en France ? (sondage mars 2012)

L’opinion publique allemande face à la hausse des prix de l’énergie

[1] Étude Ifop réalisée pour Le Monde par questionnaire auto-administré en ligne du 21 au 23 juin 2011 auprès dun échantillon de 1006 personnes représentatif de la population française âgée de 18 ans et plus.[2] Étude Ifop réalisée pour Sud Ouest Dimanche par questionnaire auto-administré en ligne du 8 au 10 novembre 2011 auprès d’un échantillon de 1008 personnes représentatif de la population française âgée de 18 ans et plus.







Le développement des énergies renouvelables est ralenti par les déficits publics




Conclusions



Le modèle et le fonctionnement des marchés européens de l’énergie soulèvent des questions

La Commission européenne semble ignorer les résultats de sa politique de création d’un marché unique mais alors que son mandat prend fin, elle semble vouloir la renforcer

La politique énergétique européenne est confrontée au dysfonctionnement du modèle de marchés mis en place et à un manque de coordination Loin d’un marché unique, les prix de l’électricité et du gaz restent très hétérogènes au sein des états membres

et le développement des énergies renouvelables perturbe profondément les systèmes électriques La conception du marché du gaz est calquée sur celle du marché de l’électricité alors que le gaz est importé

Les prix des certificats de CO2 sont inconsistants (malgré le vote du parlement européen en faveur du report de 900 millions d’allocations), et ôtent toute crédibilité à la politique européenne en faveur du climat

Le fonctionnement actuel des marchés n’incite pas à la réalisation des investissements nécessaires et bénéficie peu aux consommateurs et à la maîtrise des changements climatiques

Les Utilities européennes s’inquiètent de la pérennité de leurs activités en Europe et de l’absence de signaux de long terme positifs Les dirigeants de dix Utilities européennes tirent la sonnette d’alarme : ils insistent sur le manque de signaux

de long terme pour les investisseurs, en particuliers dans les capacités de pointe, ils mettent en garde sur les conséquences des subventions aveugles aux renouvelables, et ils déplorent les prix bas des certificats de CO2 qui les contraignent à fermer ou mettre sous cocon des centrales au gaz pourtant nécessaires

L’impact du paquet Energie-Climat mis en œuvre sur un marché en phase de libéralisation et dans un contexte de crise économique a conduit à une situation chaotique



Le développement des énergies renouvelables a fortement modifié l’ordre d’appel des moyens de production électrique

Appel des moyens de production en fonction de leur coût croissant (cas de l’Allemagne sans renouvelables)

Bien que les énergies renouvelables soient fortement subventionnées, leur coût d’exploitation est quasiment nul ce qui explique qu’elles soient utilisées en base.

Ceci décroit le temps d’utilisation des centrales au gaz et entraîne leur fermeture partielle

Appel des moyens de production en fonction de leur coût croissant (cas de l’Allemagne avec renouvelables)

Source: Jacobs University Bremen



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CO2 spot EUA 2nd period 2008-2012 (€/t)

CO2 spot EUA 3rd period 2013-2020 (€/t)

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15

Le prix bas des certificats de CO2 et le faible niveau des prix du charbon ont rendu les centrales à charbon plus compétitives que celles au gaz

Le développement des EnR* dans le mix électrique réduit le taux d’utilisation des centrales à gaz, dégradant leur rentabilité

Selon l’AIE, le taux d’utilisation des centrales au gaz devrait être de 57% (soit près de 5 000 heures de fonctionnement) minimum pour être rentables

Le faible niveau des prix spot de gaz aux Etats-Unis a créé des surcapacités de charbon. Les prix européens du charbon ont chuté de 30% entre janvier 2012 et juin 2013, favorisant l’utilisation des centrales à charbon (en Allemagne, leur taux d’utilisation était de 43-71% en 2012 alors que les centrales au gaz ont été utilisées à 21% en moyenne)

La fermeture des centrales au gaz en Europe est une conséquence indirecte du développement du gaz de schiste aux Etats-Unis

Le faible niveau des certificats d’émission de CO2 rend également les centrales au charbon plus compétitives que celles au gaz

Environ 60% des centrales au gaz (130 GW installés en Europe) ne couvrent pas leurs coûts

d’investissements et sont menacées de fermeture**

*Energies renouvelables**Estimation IHS CERA

Heures de fonctionnement des centrales au gaz en Europe

Sou

rce:

CE

RA

Prix des certificats de CO2



Source: APX, Belpex, EPEX, Statkraft

La différence entre les prix de pointe et d’heures creuses s’est considérablement réduite

L’essor de la production des énergies renouvelables et la faible consommation d’électricité ont conduit à une situation de surcapacité

Le développement massif des énergies renouvelables a conduit à une réduction du ratio de prix heures de pointe/heures creuses

Les pics de prix positifs (en hiver par exemple) ont presque disparu et de nouveaux types de pics de prix négatifs sont apparus (en 2012, des prix de gros négatifs ont été enregistrés pendant plus de 70 heures en Europe; en France, le 16 juin 2013, des prix de -200€/MWh sur EPEX spot ont été relevés)

Il n’y a actuellement pas suffisamment d’incitations à investir dans des capacités de pointe ou dans du stockage hydraulique

Dans les conditions de marché actuelles, une consommation élevée sur une période froide, sèche, sans soleil et sans vent pourrait conduire à des ruptures d’approvisionnement

La sécurité d’approvisionnement est menacée en Europe

Nombre d’heures avec des pics de prix positifs

Nombre d’heures avec des pics de prix négatifs







Le développement des énergies renouvelables est ralenti par les déficits publics




Conclusions



L’endettement des Utilities se maintient à un niveau élevé et leurs marges restent sous pression principalement à cause de la surcapacité de production

Les marges opérationnelles sont sous pression : Les marges sur la production électrique continuent à se

détériorer• Une situation de surcapacité liée à la stagnation de la

consommation et au développement des énergies renouvelables

• Les marges EBITDA ont diminué de 19,4% à 18,7%

La couverture du risque prix va se dégrader pour les Utilities due à l’augmentation des coûts des certificats de CO2 et à la faiblesse des prix de gros de l’électricité

La détérioration des marges sur la production électrique contrebalance largement l’amélioration des marges des opérateurs gaziers (E.ON) à quoi s’ajoute l’attention portée à la bonne mise en œuvre des programmes de réduction des coûts

Le niveau élevé de dette constitue un vrai fardeau Par conséquent, les Utilities :

Sont notées plus négativement par les agences de rating Réduisent leurs investissements Intensifient leurs efforts de réduction des coûts Pourraient réduire leur versement de dividendes

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Source: Exane BNP Paribas – analyse Capgemini, EEMO15

Un niveau d’endettement toujours élevé (M€)

EBITDA* (en % du chiffre d’affaires)

* Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization











Conclusions



La situation perturbée actuelle des marchés de l’électricité menace la sécurité d’approvisionnement

• Une faible croissance économique, conduisant à la stagnation des consommations d’électricité et de gaz

• La mise en œuvre du paquet Energie-Climat conduisant à un essor incontrôlé et coûteux des énergies renouvelables

• Le développement des énergies renouvelables menaçant la rentabilité des centrales au gaz

• La révolution des gaz non conventionnels aux Etats-Unis faisant baisser les prix du charbon et détériorant les taux d’utilisation des centrales au gaz

• Les centrales au gaz ferment• Les subventions aux

renouvelables ont atteint des niveaux non soutenables

• Les prix des certificats de CO2 sont trop bas pour inciter à des investissements décarbonés

• Des prix erratiques sont apparus sur les marchés

• Les investissements dans le stockage d’électricité ou de gaz sont moins compétitifs

• Les Utilities perdent des portions significatives de leur chiffre d’affaires

• A court terme :o Les centrales au gaz qui permettent de

couvrir les besoins de pointe, fermento Les niveaux de gaz stocké pour l’hiver,

garantissant le passage de la pointe, sont significativement plus bas que par le passé

• A long terme :o Besoin de nouvelles infrastructures pour :

- Répondre à l’augmentation des consommations

- Remplacer les centrales thermiques vieillissantes

- Refondre les réseaux (du fait des transitions énergétiques)

- Améliorer les échanges en Europe

- Diversifier les routes d’approvisionnement de gaz

o Le manque de visibilité sur les marchés et la situation financière difficile des Utilities conduisent à un déficit sur les investissements nécessaires

Principales raisons de cette situation chaotique Conséquences Inquiétudes sur la sécurité

d’approvisionnement



Les marchés de l’énergie doivent être repensés

Le système européen d’échange de quotas d’émission de CO2 doit être réformé ; il faudrait notamment que les allocations soient corrélées à la situation économique

Les marchés de capacité doivent être créés rapidement de manière coordonnée au niveau européen

Il faut concevoir et mettre en place de nouvelles règles de marché de détail afin de permettre le financement des réseaux intelligents

La croissance des énergies renouvelables doit être plus modérée afin de limiter la croissance incontrôlée des subventions

Une politique agressive et efficace en matière d’efficacité énergétique doit être mise en œuvre

Si les réformes adéquates ne sont pas mises en œuvre à temps, les infrastructures électriques et gazières vont se détériorer et quand l’économie repartira entraînant une hausse des

consommations d’énergie, la sécurité d’approvisionnement énergétique sera sous pression

“Pour éviter les effets déstabilisants de la production d’électricité renouvelable sur le marché [..], la France doit chercher à articuler ses dispositifs de soutien avec les fluctuations des prix de marché de l’énergie.”

Rapport de la Cour des Comptes ‘La politique de développement des énergies renouvelables’, 25 juillet 2013

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La menace d'une panne d'électricité sur l'Europe cet hiver? 15 ème édition de lObservatoire Européen des Marchés de lEnergie Conférence du 3 Décembre 2013