La menace d'une panne d'électricité sur l'Europe cet hiver? 15 ème édition de lObservatoire...
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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
2Copyright © Capgemini 2012. All Rights Reserved
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
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Observatoire Européen des Marchés de l’Energie | Paris, 18 Octobre 2013
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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Observatoire Européen des Marchés de l’Energie | Paris, 18 Octobre 2013
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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
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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
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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
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Observatoire Européen des Marchés de l’Energie | Paris, 18 Octobre 2013
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
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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%
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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
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Observatoire Européen des Marchés de l’Energie | Paris, 18 Octobre 2013
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)
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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
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DF
Déploiement finalisé
Déploiement pour 2020 bien engagé
Débat en cours
Refus de déploiement
GRD pas responsable du déploiement
Déploiement bi-énergie
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LituanieE B-case négatif. Pas de déploiement
DF
Source: Diverses newsletters spécialisées – analyse Capgemini, EEMO15
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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
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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
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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
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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
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IEA
Réserves (en années de consommation en prenant en compte les gaz non conventionnels)
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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)
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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
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• 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
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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
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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
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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
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Electricity production [TWh]
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Solaire PV
Capacité Var (abs.) Var (%)
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Eolien
Capacité Var (abs.) Var (%)
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Géothermie
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Déchets
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Petite hydro
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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)
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2012
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20112011
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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
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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
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Eu
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s ex
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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
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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
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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
677
45
254
Innov. Obs.
14
JRC Innov.Obs.
CC est.
56
110
250
E&Y Innov.Obs.
Zpryme
498
74 76
Japon
Innov.Obs.
15
Innov.Obs.
ISGF
275
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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
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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)
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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
Sou
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O15
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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BE BG CH CZ DE ES FI FR UK HU IT LT NL PL RO SE SI SK EU 27
Solar + Biomass
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Hydro
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BE BG CH CZ DE ES FI FR UK HU IT LT NL PL RO SE SI SK EU 27
Solar + Biomass
Wind
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Gas
Lignite + Coal
Nuclear
2013 mix: lef t-hand side bar
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BE BG CH CZ DE ES FI FR UK HU IT LT NL PL RO SE SI SK EU 27
Solar + Biomass
Wind
Hydro
Other fossil
Gas
Lignite + Coal
Nuclear
2013 mix: lef t-hand side bar
2020 mix1: middle bar
2030 mix2: right-hand side bar
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)
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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)
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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
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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.
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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
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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
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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)
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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
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Prix des certificats de CO2
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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
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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
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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
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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
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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
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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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About Capgemini
With around 120,000 people in 40 countries, Capgemini is one of the world's foremost providers of consulting, technology and outsourcing services. The Group reported 2011 global revenues of EUR 9.7 billion.
Together with its clients, Capgemini creates and delivers business and technology solutions that fit their needs and drive the results they want. A deeply multicultural organization, Capgemini has developed its own way of working, the Collaborative Business Experience™, and draws on Rightshore®, its worldwide delivery model.
With EUR 670 million revenue in 2011 and 8,400 dedicated consultants engaged in Utilities projects across Europe, North & South America and Asia Pacific, Capgemini's Global Utilities Sector serves the business consulting and information technology needs of many of the world’s largest players of this industry.
More information is available at www.capgemini.com/energy.