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

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

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, 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) • 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 Les espoirs d’une reprise économique forte en Europe se sont envolés. Les prévisions économiques mondiales et européennes sont prudentes Source: ENTSO-E, Eurogas, FMI – analyse Capgemini, EEMO15 • *Non corrigées du climat

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 Prix du pétrole Source: BP Les prix du pétrole devraient rester élevés à moyen terme

Les prix du gaz en Europe sont beaucoup plus élevés qu’aux Etats-Unis mais inférieurs à ceux de l’Asie Prix du gaz • 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 Source: Focus gaz La part de prix spot dans l’indexation des contrats long terme devrait continuer à augmenter

Les mesures d’efficacité énergétique sont difficiles à mettre en œuvre • 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, …) Consommation d’énergie primaire (UE-27) Source: Eurostat, BP statistical report 2013 – analyseCapgemini, EEMO15 L’efficacité énergétique est satisfaisante dans le secteur industriel. Le défi porte sur le secteur des transports et des bâtiments • *Etude Demand Response – Capgemini Consulting, VaasaETT et Enerdata, 2012

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 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 Production Consommation Centrales hors service suite au séisme Pointe Eté 2010 (5/8/2010) Perte de capacité hydraulique suite aux pluies torrentielles 15,57 GW 16,58 GW 5/8/2010 Pointe Eté 2011 (9/8/2011) 12,46 GW 9/8/2011 13,03 GW 9/8/2011 Températures plus basses que l’année précédente Moindre demande après le séisme Efforts d’économies d’énergie Eté 2010 Eté 2011 Eté 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

Divers dispositifs devraient contribuer à l’efficacité énergétique : compteurs intelligents, gestion de la demande, effacement, contrôle des appareils à distance Déploiement des compteurs intelligents en Europe (statut à juillet 2013) • 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 Source: Diverses newsletters spécialisées – analyse Capgemini, EEMO15

L’Allemagne se positionne en leader dans le domaine de l’efficacité énergétique des bâtiments Analyse comparée des progrès dans la mise en œuvre des recommandations d’efficacité énergétique de l‘AIE (Agence Internationale de l’Energie) • 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 Tous secteurs Tous secteurs Bâtiments Bâtiments Appareilsélectriques Appareilsélectriques France Allemagne Eclairage Eclairage Transport Transport Industrie Industrie Utilities Utilities Mise en œuvre en cours Mise en œuvre partielle Non mis en œuvre Mise en œuvre complète Projet de mise en œuvre Source : Progress Implementing the IEA 25 Energy Efficiency Policy Recommendations – OCDE Mars 2012

Le développement des pétroles et des gaz non conventionnels change le paradigme Réserves (en années de consommation en prenant en compte les gaz non conventionnels) 70 60200- Source: IFP EN, IEA Réserves principales de gaz non conventionnels Source: IEA, Golden Rules for a Golden Age of Gas, Mai 2012

Les conséquences du développement des gaz non conventionnels aux Etats-Unis Production de gaz aux Etats-Unis, par type de source (Tcf) • 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 (CheniereEnergy) 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) Source: EIA Le débat sur l’exportation des gaz non conventionnels américains progresse • *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) Source: AIE, EIA, diverses newsletters spécialisées – analyse Capgemini, EEMO15 Au sein de l’Europe, la France est de plus en plus isolée sur son moratoire interdisant l’utilisation de la fracturation hydraulique • *Rapport de la commission européenne

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

Le développement rapide des énergies renouvelables crée une surcapacité de production et complique la gestion des réseaux électriques Taux de croissance des EnR (2005-2012) • 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* 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 • * Ernst & Young et BNEF, Mai 2012

Le développement de l’énergie solaire en Allemagne a été mal prévu et a augmenté les surcapacités électriques Ajout de capacités conventionnelle (en GW) Prévisions successives de la puissance solaire (en MW) installée en Allemagne Ajout de capacités renouvelables (en GW) Source: RWE La surcapacité de puissance installée devrait perdurer Source: Statkraft

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% 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) 6.24 soit 19% de hausse 2014 • CSPE: Contribution au Service Public de l’Electricité dont 60% est consacré aux ENR 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)

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 duréseau 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 3X20 3X20 Intégration des énergies renouvelables Réduction des émissions de gaz à effet de serre Gestion plus sûre des réseaux 3X20 Efficacité énergétique Bénéfices des réseaux intelligents Réduction des coûts opérationnels des réseaux Amélioration des opérations sur les marchés de l’énergie Amélioration de la qualité du service client

Le marché devrait croître fortement dans les 10 à 20 prochaines années Estimations des investissements dans les réseaux intelligents (mds d’euros) Inclut la modernisation et l’expansion des réseaux; et les nouvelles sources de production pour remplacer l’arrêt de centrales nucléaires Modernisation des réseaux (incl. les investissements traditionnels) Chine Europe Développement du réseau à l’échelle nationale USA 498 250 677 Investissements dans les réseaux intelligents 110 56 Investissements dans les réseaux intelligents (incl. les compteurs intelligents, modernisation du réseau de transport, …) JRC Innov. Obs. CC est. 358 74 76 Japon E&Y Innov. Obs. Zpryme 254 Brésil 15 India 14 45 Innov. Obs. 27 5 JRC 2010-2020 pour l’Europe 2011-2030 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 2008-2030 CC est. Estimation Capgemini Consulting incl. tous les investissements requis pour la modernisation des réseaux de transport et distribution E&Y 2010-2020 ISGF 2012-2017 Zpryme 2010-2020 Innov. Obs. JRC Edison Innov. Obs. Innov. Obs. ISGF Mise en œuvre de réseaux intelligents (excl. les investissements pour la maintenance du système existant et pour répondre à la croissance de la demande) WAM, DLR, AMI, micro-réseaux, formation, etc. Sources: Edison, E&Y, GTM, Innovation Observatory, ISGF, JRC, Zpryme

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 £/MWhdans 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 • Inde (7) • Corée du Sud (4) 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

Les transitions énergétiques vont conduire à des augmentations du coût de l’électricité Mix électrique (capacité installée) 2013, 2020 et 2030 (à Juin 2013) • 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 Solaire + biomasse Eolien Hydraulique Autres combustibles fossiles Gaz Lignite + charbon Nucléaire Source: ENTSO-E – analyseCapgemini, EEMO15 Mix 2013 : barre de gauche Mix 20201 : barre du milieu Mix 20302 : barre de droite Deux exemples types : l’Allemagne et la France 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 • *ENTSO-E

En Allemagne, la mise en œuvre de la transition énergétique ("Energiewende") se heurte à des problèmes de réseau Développement des projets de nouvelles lignes (statut à août 2012) • 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 EnRdans 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 Procédure non engagée Procédure au niveau régional Procédure d’autorisation Autorisée / en construction Construction finalisée Projet en retard Projet dans les temps 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

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 Investissements dans le système électrique Augmentation du coût de l’électricité par MWh • 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 Source: UFE En augmentant le coût (et le prix) de l’électricité, la transition énergétique impacterait négativement la compétitivité des entreprises • *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 L’opinion publique allemande face à la hausse des prix de l’énergie Quelle est votre opinion sur le recours à l'énergie nucléaire en France ? (sondage mars 2012) [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.

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 les 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

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 CO2qui 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) Appel des moyens de production en fonction de leur coût croissant (cas de l’Allemagne avec renouvelables) Source: Jacobs University Bremen 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

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 Heures de fonctionnement des centrales au gaz en Europe • 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 CO2rend également les centrales au charbon plus compétitives que celles au gaz Source: CERA Prix des certificats de CO2 Source: EEX – analyseCapgemini, EEMO15 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

La différence entre les prix de pointe et d’heures creuses s’est considérablement réduite Nombre d’heures avec des pics de prix positifs • 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 Nombre d’heures avec des pics de prix négatifs La sécurité d’approvisionnement est menacée en Europe Source: APX, Belpex, EPEX, Statkraft

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 les 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

L’endettement des Utilities se maintient à un niveau élevé et leurs marges restent sous pression principalement à cause de la surcapacité de production EBITDA* (en % du chiffre d’affaires) • 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 Un niveau d’endettement toujours élevé (M€) • * Earnings Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization Source: Exane BNP Paribas – analyseCapgemini, EEMO15

La situation perturbée actuelle des marchés de l’électricité menace la sécurité d’approvisionnement Principales raisons de cette situation chaotique Conséquences Inquiétudes sur 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 : • Les centrales au gaz qui permettent de couvrir les besoins de pointe, ferment • 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 : • 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 • Le manque de visibilité sur les marchés et la situation financière difficile des Utilities conduisent à un déficit sur les investissements nécessaires

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 “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 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

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