1606_EE_169_juin2016
Transcription
1606_EE_169_juin2016
14e année - N° 169 - Juin 2016 europ La lettre des acheteurs européens d’électricité et de gaz Edito Sommaire Analyses ............................... p.2 Acteur du mois : Schneider Electric .............. p.6 Perspectives : Le Siaap produit du bioGNL à Valenton ....... p.7 Réseaux : Arteria se positionne sur les objets connectés ...... p.8 Vendeur/acheteur du mois : Dalkia .............................. p.9 Acheteur du mois : Ikea ............................... p.10 Le mot du juriste : L’autoconsommation de l’électricité d’origine renouvelable ................... p.11 Flashes ................................p.12 Marchés ..............................p.16 Indicateurs spot 29 avril 31 mai Var. Electricité* (€/MWh) Epex France 25,48 24,27 -1,21 Epex All. 24,21 22,54 -1,67 NBP 28,78 29,94 +1,16 Zeebrugge 27,80 29,36 +1,56 Zeeb. €/MWh 12,19 13,04 +0,85 Gaz* (p/th) Pétrole Brent ($/b) 45,29 48,96 +3,67 Gasoil ($/t) 404,00 434,75 +30,75 Fuel Oil ($/t) 200,50 223,00 +22,50 Monnaies €/$US (1€ =) 1,15 1,11 -0,04 €/£ (1€ =) 0,78 0,77 -0,01 * Base, day-ahead, moyennes du mois écoulé. R=révisé p=pence. th=therm. b=baril. t=tonne. europ energies L’impact du prix du pétrole sur le gaz et celui du gaz sur l’électricité ont beaucoup diminué en Europe. Néanmoins, le prix du brut détermine encore largement celui du GNL en Asie. Or, l’Europe est en arbitrage commercial constant avec l’Asie pour l’accès au GNL. Le prix du pétrole reste donc un déterminant important du secteur énergétique européen. ragée par des prix modérés), alors que la production de pétroles coûteux diminue (pour les mêmes raisons). La perspective d’une remontée des prix du brut devient donc probable. D’autant plus que l’Arabie Séoudite ne s’oppose plus à cette hausse, car elle craint que les coupes claires opérées dans les investissements de développement de nouvelles capacités en 2015 et 2016 ne conduisent à une pénurie de pétrole vers 2019-2020. Si cette pénurie est forte, la hausse des prix peut devenir incontrôlable : toute la stratégie de l’Arabie Séoudite, consistant à éliminer les pétroles les plus coûteux, serait alors remise en quespoint tion. Un point d’inflexion est apparu ces dernières semaines dans l’évolution de ce prix. Le cours du Brent a franchi à la hausse la barre des $50/b, soit presque le double de Un son niveau de fin janvier 2016. Cette ascen- d’inflexion du prix sion est due à des raiMais Riyad a un allié du pétrole sons conjoncturelles, de poids. En effet, le comme l’arrêt d’une production d’envipétrole des schistes US, qu’il combat ron 1 million de b/j de pétrole extrait par ailleurs, réagit très vite, par nature, des sables bitumineux au Canada à à la hausse des prix. En quelques cause d’incendies de forêt géants dans semaines, des productions de schistes l’Alberta, et de la réduction d’environ arrêtées ou suspendues peuvent revenir 500 000 b/j de la production au sur le marché et écrêter alors la hausse Nigeria à cause de violences dans le des prix. Qui plus est : il suffit de Delta. Elle peut donc s’arrêter, voire se quelques jours de prix élevés sur les transformer en baisse si ces producmarchés à terme pour que des productions reviennent. teurs de schistes se couvrent sur un an ou plus, et leur production redevient Mais le temps est un facteur important rentable. Ainsi, le prix du pétrole reste pour le marché. Or, plus on se rapcyclique, mais ses ondes se sont peutproche de la fin de l’année, plus le être raccourcies. Le moment approche rééquilibrage entre offre et demande où l’on pourra vérifier ce nouveau de pétrole se concrétise, à cause d’une paradigme. remontée de la consommation (encouPierre Terzian est une publication de Pierre Terzian (directeur), Claire Aïcardi (rédactrice en chef), Andrew Greene, Grégory Heller, Patricia Marcoz, Joël Spaës. Abonnements – France : €944,42 TTC – Ailleurs : €925. Adresse : 65, rue Desnouettes - 75015 Paris – France – Tél : +33 (0)156085608 – Fax : +33 (0)156085609 europ energies - Juin 2016 Analyses L’achat groupé d’énergie se développe en France La libéralisation totale du marché pousse certains professionnels à se rassembler pour obtenir des baisses de prix et des conditions plus favorables. Les fournisseurs y trouvent aussi leur compte. Lancés dans les années 2000 suite à l’ouverture des marchés à la concurrence, les achats groupés d’énergie ont pris doucement leur envol en France. La disparition des tarifs verts et jaunes des entreprises, effective depuis le 1er janvier dernier, donne un nouvel élan à ce mécanisme, qui concerne actuellement 10 % des 400 000 sites « libéralisés ». Dans l’industrie, l’objectif principal, à première vue, est de réduire les dépenses du poste énergie, à l’image de ce qu’ont fait les acheteurs publics, qui se sont appropriés très tôt le mécanisme d’achat groupé. Chez les industriels, les papetiers (groupements GAEL et GAGN) font figure de pionniers dans ce domaine. Avec l’aide du cabinet ECG Energie Consulting, ce secteur a commencé, en 2011, à acheter de l’électricité en se regroupant. En raison de contraintes financières, certains d’entre eux avaient du mal à accéder à l’offre et le regroupement a réglé ce problème. Ainsi, la question du prix n’est pas toujours la première motivation. « Outre des négociations de prix, les clients recherchent la mutualisation des engagements de volumes et donc la limitation des risques de pénalités », note Guillaume Benali, Consultant Senior chez ECG. Factures en baisse de 5 à 10 % Reste que ces professionnels ont bénéficié d’une optimisation de leurs prix comprise entre 5 et 10 % du prix de l’électron, parfois beaucoup plus, souligne Guillaume Benali. L’expérience s’est révélée concluante. Si bien que les papetiers ont décidé de se regrouper aussi pour l’achat de gaz — la mutualisation a débuté en 2013. « Chez eux, le système est bien rôdé. Ce sont de 2 gros consommateurs, qui réalisent de grosses économies, en valeur absolue. En général, ils ont leur propre acheteur d’énergies et connaissent très bien le marché et ses contraintes », soulignet-on chez ECG. Au total, quarante sites papetiers sont concernés par l’achat en commun d’électricité, (un total de 1700 GWh) et vingt sites font de même pour le gaz (1800 GWh). Autre exemple d’un achat groupé réussi : celui réalisé par le réseau Autéo, qui fédère une centaine d’établissements de tailles très diverses (constructeurs, équipementiers, fournisseurs, etc.) de la filière automobile bretonne. Autéo a créé un groupement d’achat dédié à l’énergie, qui rassemble 101 points de livraison d’électricité et 52 pour le gaz. Pour les petits clients, les économies réalisées grâce au regroupement peuvent être substantielles. Les irrigants de l’Allier et de la Nièvre (une centaine de points de comptage au total) en savent quelque chose. Lorsqu’ils achetaient de l’énergie à titre individuel, les fournisseurs leurs proposaient des offres peu compétitives. Grâce à la mutualisation, certains ont vu leurs factures hors taxes baisser jusqu’à 25 %, remarque Christel Pradillon, consultante chez ECG. D’une manière générale, le groupement d’achat peut se révéler particulièrement intéressant pour les petits consommateurs d’énergie. Une flexibilité accrue La question du prix d’achat est donc un facteur important du développement des achats groupés, mais l’aspect qualitatif est aussi à prendre en compte : « Pour un coût symbolique, nous négocions plus de service et des flexibilités contractuelles telles que la possibilité d’acheter de l’énergie en plusieurs fois », souligne Philippe Gay (Smart Grid Energy). Un constat partagé par Max Belot, président de Purenergy Associates. Selon lui, c’est même cela qui décide les consommateurs à recourir à l’achat groupé : « Les clients accèdent à des mécanismes de marché plus souples, au paiement par échéances... La question des prix est secondaire, car bien souvent l’économie réalisée est faible ». Du côté des fournisseurs, les groupements d’achat d’énergie présentent aussi des avantages. « Cela permet europ notamment aux opérateurs historiques de récupérer des clients qu’ils avaient perdus en 2015 au profit de la concurrence », remarque Guillaume Benali. Quant aux fournisseurs nouveaux entrants ou peu connus, l’achat groupé leur ouvre les portes de nombreuses sociétés d’un seul coup et le coût d’acquisition de ces nouveaux clients est faible. Chez ECG, on estime que la tendance à former des groupements d’achats d’énergie va perdurer en France et pourrait même se renforcer, à l’image de ce qui se passe au Royaume-Uni, où la gestion de l’énergie est de plus en plus externalisée. « Nous avons actuellement une douzaine de pistes potentielles pour de nouveaux groupements Le tertiaire s’intéresse à l’autoconsommation d’électricité D’ici à la fin juin, la France va lancer un appel d’offres pour expérimenter l’autoconsommation dans les secteurs industriel, tertiaire et agricole. Le 25 mai, Enerplan, le syndicat des professionnels de l’énergie solaire, a organisé le premier colloque sur l’autoconsommation d’électricité, signe de l’émergence de ce sujet. La première table ronde réunissait Franck Charton, délégué général de Périfem, l’association technique du commerce Castorama, Brico Dépôt et l’autoconsommation Le groupe Kingficher a annoncé, le 4 décembre 2015, un investissement de 50 millions de livres sterlings dans les énergies renouvelables, avec l’objectif, à terme, que ses magasins produisent l’énergie dont ils ont besoin. Cette politique est déclinée par Castorama et Brico Dépôt, les enseignes du groupe en France. Ainsi, le nouveau Brico Dépôt de Dax a été conçu pour être le plus économe possible en énergie et des panneaux solaires sont installés. L’électricité produite est autoconsommée. À Antibes, le Castorama construit en octobre 2015 est un bâtiment à énergie positive. Il dispose d’une centrale solaire en autoconsommation. energies - Juin 2016 qui naîtront certainement fin 2016 et en 2017 », assure Guillaume Benali. Chez Smart Grid Energy, on estime qu’un « nouveau modèle est en train d’émerger dans ce domaine, avec une dématérialisation croissante qui rend l’achat groupé de plus en plus accessible aux petits consommateurs ». En revanche, Max Belot (Purenergy Associates) est plus prudent. D’après lui, ces dispositifs pourraient décliner à moyen et long terme, « sauf si l’on assistait à une modification fondamentale du marché, où la massification deviendrait un élément clé ». et de la distribution, et Alain Lafforgue, PDG du centre Leclerc de Langon. Et c’est peut-être là que réside la plus grande nouveauté : l’intérêt croissant des professionnels, notamment du secteur de la grande distribution, pour l’autoconsommation et non plus seulement pour la vente d’électricité dans le cadre des tarifs d’obligation d’achat. Franck Charton énumère quatre facteurs pour expliquer ce phénomène. Tout d’abord, l’amélioration de la compétitivité du solaire photovoltaïque, avec des retours sur investissements de l’ordre de dix à douze ans aujourd’hui, contre vingt ou 25 ans en 2008. Ensuite, il note que « le marché est plus mûr. L’autoconsommation était un sujet qui n’était pas connu auparavant. Certains acteurs, comme Ikea ou Castorama, se sont lancés sur des projets qui ne sont plus de simples pilotes », explique-t-il à EUROP’ENERGIES. L’augmentation du prix global de l’électricité est aussi un facteur déterminant. Enfin, le contexte réglementaire pousse les acteurs de la grande distribution à développer de nouvelles solutions. Ainsi, le projet de décret sur la rénovation des bâtiments tertiaires de plus de 2000 m2, dont la parution est prévue pour juin, prévoit notamment l’obligation de réduction de la consommation d’énergie du parc tertiaire de plus de 60 % à l’horizon 2050, avec une première marche de 25 % à l’horizon 2020. Le 26 mai, Ségolène Royal, la ministre française en charge de l’Énergie, a indiqué avoir saisi la Cre sur un cahier des charges pour un appel 3 europ energies - Juin 2016 d’offres autoconsommation ciblé sur les secteurs industriel, tertiaire et agricole, et en particulier les centres commerciaux. « Ces segments de marché sont ceux qui présentent la bonne concordance entre la production et la consommation », avait précisé Virginie Schwartz, directrice de la direction générale de l’énergie et du climat, au colloque Enerplan. L’appel d’offres, qui doit être publié d’ici à la fin juin, porte sur des installations de 100 à 500 kW, pour un volume total de 50 MW, dont 10 MW réservés pour la Corse et l’Outre-mer. Il vise les différentes filières de production d’électricité (photovoltaïque, petite hydroélectricité, cogénération, etc.). Les lauréats bénéficieront d’une « valorisation financière à l’électricité autoconsommée ». « Nous attendions cet appel d’offres depuis longtemps. Nous avons été consultés lors de la rédaction du cahier des charges, qui nous semble bien ficelé », se réjouit Richard Loyen, délégué Ça y est : le GNL US arrive en Europe Les premières cargaisons de GNL US arrivant en Europe jouissent de conditions exceptionnelles. Le GNL que les États-Unis ont commencé à exporter le 24 février 2016 à partir du golfe du Mexique a certainement contribué à la convergence des prix spot du gaz que l’on observe entre l’Asie et l’Europe. Cependant, les cargaisons qui sont parties à ce jour de Sabine Pass, en Louisiane, jouissaient de conditions favorables exceptionnelles. Il faut noter d’abord qu’elles ont été commercialisées par Cheniere Marketing. En effet, les livraisons destinées au premier client de Sabine Pass, BG (qui est passé depuis peu sous la coupe de Shell), n’ont commencé que lorsque la phase de démarrage du premier train de ce terminal a été achevée par son constructeur, Bechtel, le 31 mai 2016. Le deuxième client, Gas Natural Fenosa, devrait commencer à enlever du GNL, à partir du train 2, en septembre prochain. Or Cheniere, qui était alors dirigé par son fondateur Charif Souki, a concédé à ses premiers clients des conditions de prix très favorables en 2011. Ainsi, Shell/BG ne paiera que 4 général d’Enerplan. La valorisation financière prévue consiste « dans une aide par kWh autoconsommé, un complément de rémunération pour l’injection sur dix ans et une pénalité pour éviter une surconsommation », ajoute-t-il. Ce dispositif complète bien le cadre déjà existant, estime Enerplan. À savoir, le système d’appels d’offres et de tarifs d’obligation d’achat pour la production/injection, d’une part, et l’amortissement exceptionnel bonifié (140 %) en autoconsommation sans injection introduit par la Loi Macron, d’autre part. Selon l’association, l’appel d’offres « autoconso » va permettre de « mesurer la profondeur du marché potentiel » et de faire émerger un modèle économique. « Après, il sera possible d’imaginer un système pluriannuel qui donnera de la visibilité aux acteurs. Nous risquons d’être surpris par le volume de projets qui vont candidater », indique, optimiste, Richard Loyen. $2,25/MBtu pour liquéfier du gaz à Sabine Pass et Gas Natural Fenosa n’en paiera que $2,49/MBtu. Dès 2012, lorsqu’il a commencé à être courtisé par les acheteurs potentiels de son futur GNL, Cheniere a porté à $3,00/MBtu cette rémunération. C’est ce taux qu’on retrouve dans les contrats signés avec Kogas et Gail en 2012. Par la suite, la rémunération a été même portée à $3,50/MBtu, mais les cargaisons payant ce taux ne commenceront à être chargées à Sabine Pass qu’à l’automne 2018, lorsque le cinquième train de ce terminal sera mis en service. Et ce sera le cas aussi au terminal de Cheniere à Corpus Christi. Un taux d’affrètement réduit Autre facteur exceptionnellement favorable dont bénéficient les cargaisons de GNL qui quittent actuellement Sabine Pass : le taux d’affrètement des méthaniers qui est extrêmement réduit, à cause de l’excédent de l’offre de ces navires sur le marché international. Sur le marché spot, on loue aujourd’hui des méthaniers de 155 à 165 000 m3 pour $25 000 ou $30 000/jour ! Il fallait payer $150 000/j pour cette catégorie de méthaniers il y a quelques années encore. Grâce à ces taux très réduits, une rotation maritime complète (A/R) entre Sabine Pass et Sines (Portugal), où une cargaison europ energies - Juin 2016 p par Cheniere M g à partir de Sabine Pass p Premières exportations de GNL par Cheniere Marketing à partir de Sabine Pass : 1er trimestre 2016 trimestre 2016 (en$/MBtu) $/MBtu) (en Date départ 24 février 2016 15 mars 2016 26 mars 2016 28 mars 2016 Volume (m3) 56 445 80 530 92 620 96 035 Destination Brésil Inde Brésil EAU Prix Fob $3,35 $3,77 $3,62 $3,72 Coût de la liquéfaction* $1,20 $1,65 $1,50 $1,60 * Calculé par PETROSTRATEGIES sur la base d’un prix HH de $1,90/MBtu majoré de 12 % (chiffres arrondis). Source des données de base : DOE, Washington. de GNL US est arrivée fin avril, ne coûte que $0,30/MBtu, à peine plus cher qu’une rotation avec le Brésil, moitié moins qu’en Inde ($0,60/MBtu) et trois fois moins qu’avec un port japonais. Mais il n’est pas impossible que ces taux d’affrètement augmentent lorsque de nouvelles capacités de liquéfaction seront mises en service dans le monde. Troisième facteur favorable aux premiers exportateurs de GNL US : le prix très bas du gaz naturel américain échangé au hub de Henry Hub, qui était inférieur à $2/MBtu. Les clients de Cheniere Energy lui paieront le gaz naturel à l’entrée de l’usine de liquéfaction de Sabine Pass à 115 % du prix HH. Dernier élément à prendre en compte lorsque les livraisons contractuelles de Cheniere commenceront : dans tous les contrats de vente de GNL à long terme conclus par ce groupe, une partie de la rémunération fixe pour liquéfaction qu’il recevra est indexée sur l’inflation. Or, si l’inflation US était faible jusqu’ici, ce n’est plus le cas et c’est même l’une des raisons qui pourraient entraîner la Fed à relever ses taux de base dans les semaines ou les mois à venir. L’Europe, un marché naturel Cela dit, le rapprochement des prix spot du gaz entre l’Asie et l’Europe est impressionnant. Alors qu’en décembre 2015 encore, le prix spot du GNL acheté par les Japonais dépassait de plus de $2/MBtu le cours affiché sur le NBP britannique, ces deux prix étaient en mai 2016 quasi égaux, avec même un léger dépassement du NBP par rapport au Japon (voir tableau). C’est dans ces conditions qu’une première cargaison de GNL US est arrivée en avril 2016 au Portugal et il y a fort à parier que ce ne sera pas le dernier méthanier à partir de Sabine Pass vers les ports européens. « L’Europe est le marché naturel pour presque toutes les exportations de GNL US », a récemment déclaré Meg Gentle, présidente de Cheniere Marketing. À partir des données publiées par le département US de l’Énergie (DOE), on peut évaluer le coût que cette société a payé au terminal de Sabine Pass pour la liquéfaction du gaz. En effet, le DOE indique le prix Fob au départ de Sabine Pass des premières cargaisons enlevées par Cheniere Marketing. Il faut en déduire le prix HH auquel le gaz a été acheté en lui appliquant une majoration de 12 % pour le combustible de liquéfaction. C’est ce qui est illustré dans le tableau ci-joint. Rappelons que le bénéfice réalisé par Cheniere Marketing sur chaque cargaison est partagé entre lui et la société du terminal de Sabine Pass, car la composition de leurs actionnariats respectifs n’est pas identique. Prix spot spot du du gaz gaz naturel naturel et du GNL Prix (en$/MBtu) $/MBtu) (en États-Unis – Henry Hub Royaume-Uni – NBP Japon – Spot Ecart Japon – NBP Décembre 2014 3,40 8,45 11,60 +3,15 Décembre 2015 1,95 5,30 7,40 +2,10 Avril 2016 1,90 4,40 4,20 -0,20 Source : PETROSTRATEGIES. 5 europ energies - Juin 2016 Acteur du mois Schneider Electric conseille les acheteurs d’énergie Les équipes locales de conseil en énergie s’appuient sur les ressources en expertise du groupe, présent à l’international. Une gestion dynamique du risque prix En France, après l’acquisition par Schneider Electric en 2011 de Summit Energy, puis en 2012 de M&C Energy Group, deux cabinets de conseil en énergie, l’équipe France Supply Services (incluse dans la division Energy & Sustainability Services – ESS) du groupe a trouvé son équilibre et son rythme de croisière. Juliette Medana, qui la dirige, a proposé une rencontre à EUROP’ENERGIES pour parler des besoins actuels des acheteurs d’énergie et des moyens mis en œuvre pour y répondre. « Les acheteurs ont beaucoup évolué ces dernières années. De nombreux groupes multi-sites ont mis en place une gouvernance centralisée des achats d’énergie et cette tendance se poursuit. Comme nous l’avons entendu au Forum EUROP’ENERGIES du 7 avril, ils sont confrontés à des problématiques de gestion de périmètre, de pilotage des budgets et de contrôle des factures. Mais des solutions existent et la massification de ces volumes ouvre des perspectives de déploiement de stratégies d’achat évolutives », explique Juliette Medana, qui a démarré en septembre 2015 chez Schneider Electric, après plusieurs années passées chez Solvay, côté approvisionnement en énergie. Côté ingénierie de prix, « beaucoup de contrats permettent de fixer progressivement ou de manière opportuniste le prix de la commodité au fur et à mesure qu’on se rapproche de la livraison physique », constate Juliette Medana. Désormais, « des contrats permettent une gestion dynamique du risque prix. Pour cela, nous travaillons en étroite collaboration avec les clients pour définir une stratégie d’achat adaptée à leur profil de risque et à leurs spécificités. Nous en pilotons l’exécution de manière à accroître la performance en assurant le respect des objectifs budgétaires », explique-t-elle. Dans cette perspective, l’équipe française s’appuie sur l’ensemble du groupe Schneider Electric, soit sur les 1500 personnes qui travaillent dans la division ESS à travers le monde. La gestion dynamique de risques dans l’achat d’énergie est une pratique adoptée par tous types de clients au Royaume-Uni et dans les pays nordiques. En France, « les fournisseurs y sont de plus en plus ouverts et nous travaillons à faire évoluer les contrats », ajoute Juliette Medana. Des constats transposables en Belgique, où le degré de maturité est à peu près équivalent. ESS propose une plate-forme logicielle La directrice souligne également l’importance de l’optimisation règlementaire. En France, entre la réforme de la CSPE, l’évolution du Turpe, l’évolution des règles d’obligation de stockage du gaz, la mise en œuvre (ou pas…) du marché de capacité, « il est difficile pour les acheteurs de tout suivre, d’évaluer l’impact de ces nouvelles règles, d’identifier les leviers d’optimisation et de les anticiper dans les contrats. Il faut prévoir des clauses pour encadrer les évolutions et se laisser la possibilité d’optimiser, challenger ou renégocier », explique Juliette Medana. La directrice insiste sur les bons rapports que son équipe entretient avec les fournisseurs, mais elle garde la volonté d’aider les acheteurs : « Ce qui est important pour moi, c’est d’être assise à côté des consommateurs et de les aider à créer de la valeur », conclut-elle. Juliette Medana constate une plus grande maturité des acheteurs d’énergie sur tous les segments. Schneider Electric accompagne des clients représentant un portefeuille d’environ 30 TWh en France. Il est constitué de grands industriels « déjà sophistiqués dans leurs achats, qui s’appuient sur Schneider Electric pour bénéficier de la mutualisation des moyens et de l’expertise ». À ces clients, le groupe apporte en outre un éclairage sur l’évolution des pratiques d’achat appliquées en France et dans d’autres pays européens. Il accompagne aussi des clients de taille moyenne et des grands multi-sites. Enfin, il est très présent auprès des collectivités locales et des acheteurs publics. En complément des solutions de services intégrés, ESS propose une 6 plate-forme logicielle composée de modules qui répondent aux problématiques achat, efficacité énergétique et développement durable. « Cela permet de regrouper automatiquement toutes les données et d’agir de manière efficace », explique Juliette Medana. europ energies - Juin 2016 Perspectives Le Siaap produit du bioGNL à Valenton Cryo Pur fait la démonstration de la validité industrielle de son procédé qui permet d’épurer du biogaz et de liquéfier du biométhane simultanément. -90 et -120 °C. « Toutes les conditions sont donc réunies pour poursuivre le processus, comprimer le gaz et le refroidir pour le liquéfier », explique Denis Clodic à EUROP’ENERGIES. Le procédé permet d’épurer du biogaz et de produire du biométhane liquide en même temps. Cerise sur le gâteau : le CO2 récupéré peut trouver aussi une utilisation industrielle. Trouver de nouveaux débouchés Le Syndicat interdépartemental pour l’assainissement de l’agglomération parisienne (Siaap) traite les eaux usées des habitants et des industries d’Île-de-France dans six usines. L’eau, pour être purifiée, passe par plusieurs phases de décantation, de traitement biologique et de clarification, avant d’être rejetée dans la nature. Des boues d’épuration résultent de chacune de ces étapes. Elles sont récupérées et utilisées pour produire du biogaz sur les sites de Seine-Aval, de Valenton et de Grésillons. L’objectif du Siaap est de valoriser au mieux cette source d’énergie. Le site de Seine-Aval, à Achères (Yvelines), est autonome à 62 % pour ses besoins en énergie. L’installation, qui est la plus grande des six usines du Siaap, dispose notamment de turbines à gaz d’une capacité totale de 9 MW. Sur celui de Grésillons (Yvelines), une petite cogénération de 3,5 MW permet de produire de l’électricité dans le cadre d’un contrat d’obligation d’achat avec EDF. À Valenton (Val-de-Marne), 80 % du biogaz produit dans les méthaniseurs sont utilisés pour les besoins de l’installation. Mais les 20 % restants sont torchés. Séparation physique du méthane et du CO2 par le froid En février 2013, le Siaap et Suez (qui exploite le site de Valenton) ont lancé le projet « BioGNVal », qui a disposé d’un budget total de 6,6 millions d’euros, dont 3 millions d’euros d’aide de l’Ademe, sous forme de subventions et d’avances remboursables. Ce démonstrateur utilise la technologie développée par la start-up Cryo Pur, fondée par Denis Clodic en mai 2015. Le procédé permet la séparation physique du méthane et du CO2 (principale « impureté » du biogaz) par le froid. Après une première phase de refroidissement, qui permet de retirer l’eau, et le retrait du soufre par l’utilisation de charbon actif, le CO2 est givré à des températures comprises entre D’un point de vue de l’aménagement du territoire, cette solution industrielle permet de trouver de nouveaux débouchés à des installations de méthanisation. « Le BioGNL pourrait redonner vie à des projets qui ne peuvent pas injecter dans le réseau, celui-ci étant trop éloigné ou déjà saturé. Notre activité de transport de BioGNL par camion-citerne du site de production vers les sites de consommation s’apparente d’ailleurs à un réseau virtuel », a expliqué Karine Vernier, présidente de LNGeneration, la filiale d’Engie dans le GNL porté, à EUROP’ENERGIES. BioGNVal a testé la filière du GNL carburant. Actuellement, une tonne par jour de GNL est produite à Valenton à partir des boues de traitement des eaux usées d’environ 100 000 habitants. Pierre Coursan, chef de marché biométhane et efficacité énergétique de Suez, précise que cette production est suffisante pour alimenter vingt bus ou vingt camions. Engie, Iveco et Thermo King sont associés au projet. GNVert, filiale d’Engie spécialisée dans la distribution de carburants alternatifs, a mené des tests d’alimentation de moteurs GNL en bioGNL sur sa station-service de Rungis. Iveco est un constructeur de camions impliqué dans le développement du GNL carburant pour le transport de marchandises en France. Thermo King est un spécialiste des groupes frigorifiques pour le transport par camions. Il utilise le CO2 liquide en substitution aux groupes frigorifiques entraînés par diesel. Pour transformer cet essai, il faut maintenant mettre en place le cadre réglementaire adéquat, à savoir des tarifs d’achat. Selon les experts de BioGNVal, les coûts de cette filière sont proches de ceux de la filière de production et d’injection de biométhane dans les réseaux publics de gaz naturel. En tout cas, pour Cryo Pur, la réussite de BioGNVal est une belle carte de visite. La start-up devrait prochainement signer pour des projets en Italie et au Royaume-Uni. 7 europ energies - Juin 2016 Réseaux Arteria, filiale de RTE, se positionne sur les objets connectés Arteria va lancer, à la fin de l’été 2016, des démonstrateurs destinés à accueillir tous les acteurs qui veulent tester en réel le « Web 3.0 ». « Le réseau électrique doit devenir un réseau numérique », a indiqué François Brottes, président de RTE, le 11 mai, lors d’une audition à l’Assemblée nationale. Message entendu côté Arteria, sa filiale chargée de valoriser les fibres optiques excédentaires installées sur les réseaux de transport d’électricité français et les points hauts aménagés sur les pylônes. Patrick Larradet, directeur général d’Arteria, nommé en février dernier, explique à EUROP’ENERGIES : « Nous sommes convaincus que la transition numérique est vitale pour la compétitivité de l’industrie française et l’émergence de nouveaux services autour des produits manufacturés. Nous proposons d’accompagner les industriels en mettant à disposition nos infrastructures ». son réseau. RTE dispose également de 250 000 pylônes répartis sur l’ensemble du territoire. Arteria loue une partie de ces fibres optiques à des opérateurs télécom, à des réseaux publics (comme le réseau universitaire Renater dans le sud de la France) ou à des collectivités locales qui se substituent aux opérateurs de téléphonie pour connecter certaines régions peu couvertes par les opérateurs privés. Et sur certains pylônes, des antennes de téléphonie mobile sont installées. Arteria veut ouvrir ces infrastructures à de nouveaux clients. « Nous proposons par exemple aux multi-sites industriels de bénéficier de la fibre optique pour leur propre usage et la mise en place d’infrastructures télécoms étendues, dédiées et sécurisées », explique Patrick Larradet. Sur les 100 000 km de lignes opérées par RTE, 22 000 km sont équipés de fibres optiques. Elles sont utilisées par le GRT pour ses besoins de gestion de Des serveurs informatiques dans les locaux Connaissez-vous PETROSTRATEGIES ? une publication sœur d’EUROP’ENERGIES destinée aux décideurs des secteurs de l’énergie. Pour recevoir un exemplaire : [email protected] 8 Face au développement du Big Data, Arteria envisage des solutions d’hébergement de serveurs informatiques dans les locaux ou près des sites RTE. « Sur ces sites, les ‘data centers’ bénéficient d’une sécurisation électrique maximale, avec des liaisons télécoms par fibres optiques, et parfois même d’une surveillance et d’un contrôle de l’accès. Arteria examine les disponibilités et aménage les locaux pour livrer des solutions clé en main », indique le DG. Avantage supplémentaire : autour des postes élec- triques, le prix du foncier est moins élevé pour l’installation de gros équipements. « Nous avons déjà développé ces solutions à titre expérimental, avec déjà un projet d’agrandissement », précise-t-il. Arteria envisage surtout de se lancer dans l’Internet des objets. « Nous sommes au tout début d’une véritable mutation numérique. Avec l’installation de petits capteurs/émetteurs reliés à Internet par radio sur un réseau dédié qu’Arteria va développer en fonds propres, tout sera possible en matière de suivi des espaces, des services et des ‘process’ industriels autour des lignes RTE », s’enthousiasme Patrick Larradet. Ces derniers mois, les opérateurs télécoms ont multiplié les annonces de mises en place de réseaux dédiés à l’Internet des objets. « Arteria, filiale d’un monopole public, se positionne stratégiquement sur les zones rurales. De l’agriculture aux services publics, en passant par l’industrie, la ruralité aussi va se numériser », ajoute-t-il. Le modèle d’affaires est encore confidentiel. Dans un premier temps, la filiale de RTE va développer des démonstrateurs, à partir du second semestre de 2016. « Ces pilotes ont pour vocation d’accueillir tous les écosystèmes intéressés par un test en réel de l’Internet des objets, services publics, industriels, agriculteurs, startup, etc. Ce seront de véritables ‘incubateurs à ciel ouvert’ ! », précise Patrick Larradet. « Si les expériences sont concluantes, nous les déploierons sur l’ensemble du pays. En outre, en valorisant le patrimoine et le savoir-faire de RTE sur le volet numérique et télécom, Arteria participe à son niveau à la maîtrise des tarifs d’acheminement de l’électricité », rappelle le DG d’Arteria. europ energies - Juin 2016 Vendeur/acheteur du mois Dalkia est à la fois acheteur de gaz et vendeur d’économies d’énergie Pour Dalkia, le modèle intégré de fourniture d’énergie et de prestations de services énergétiques reste valide. En juillet 2014, EDF a acquis 100 % des activités de Dalkia en France, qui porte, depuis, l’essentiel de l’activité du groupe dans les services énergétiques. La société, qui comptabilise près de 80 ans d’expérience (Dalkia a signé son premier contrat de performance énergétique en 1937 !), est l’un des principaux fournisseurs de services énergétiques dans l’Hexagone. Elle doit maintenant trouver pleinement sa place au sein d’EDF. Dalkia a également dû passer le cap de la fin des tarifs réglementés de vente de gaz naturel et d’électricité, qui a concerné 15 000 de ses sites clients. L’ouverture du marché de l’énergie a conduit Dalkia à s’adapter. La fin des tarifs réglementés s’est bien passée dans un contexte de prix bas sur le marché, mais le cadre réglementaire est en constante évolution. « Nous devons trouver les bonnes solutions contractuelles et former nos équipes commerciales à expliquer clairement à nos clients ces nouveaux enjeux », explique Olivier Conte, responsable achats d’énergie de Dalkia, à EUROP’ENERGIES. La société met en avant sa triple compétence (achat d’énergie, fourniture d’énergie et fourniture de services énergétiques) pour répondre de la façon la plus performante possible aux besoins de ses clients, précise Olivier Conte. Mais les clients ont tendance à remettre en question le modèle d’une prestation intégrée fourniture-efficacité énergétique. Des achats de 22 TWh/an Dans le cadre de l’ouverture à la concurrence des marchés de l’énergie, au début des années 2000, Dalkia a créé une direction des marchés de l’énergie, qui s’est d’abord intéressée au CO2, puis à l’électricité. En 2008-2009, l’activité d’approvisionnement en gaz naturel a pris de l’ampleur avec la baisse des prix sur le marché de gros par rapport aux tarifs réglementés. Une entité pilotée par la direction des marchés de l’énergie a été créée, appelée SVD17 (Société Valmy Défense 17). « SVD17 est notre bras armé dans le négoce pour approvisionner en énergie nos clients. C’est un outil au service de Dalkia, qui n’est pas destiné à devenir un fournisseur des consommateurs finals à part entière. Nous achetons quasi exclusivement pour alimenter nos sites clients, soit environ 22 TWh/an de gaz naturel », précise Olivier Conte. Des règles ont été clairement établies pour que Dalkia ne vienne pas concurrencer EDF fournisseur de gaz naturel. Deux exceptions cependant. D’une part, « nous répondons à des appels d’offres de prospects qui attendent que nous fassions nos preuves dans l’achat d’énergie, avant de nous prendre aussi comme fournisseur de services énergétiques », explique Olivier Conte. D’autre part, « des clients qui ont des prestations intégrées remettent en cause ce modèle et demandent un prix molécule, d’un côté, et un prix performance énergétique, de l’autre », précise-t-il. Des solutions très construites Malgré cette volonté croissante des acheteurs de séparer fourniture d’énergie et performance énergétique, Dalkia continue de croire dans la plusvalue d’une offre intégrée. Tout d’abord, l’opérateur achète en gros pour ses clients. « Sur les marchés, nous pouvons capter les mêmes opportunités que les fournisseurs d’énergie purs. En tant que fournisseur de services, nous avons une bonne compréhension des problématiques des clients industriels », explique Olivier Conte. Selon lui, Dalkia s’attache « à trouver la solution d’approvisionnement la plus cohérente pour satisfaire les solutions techniques proposées au client » et donc suivre les gains de performance énergétique. « Les trente personnes de la direction des marchés travaillent en étroite collaboration avec les équipes régionales », précise-t-il. Le prestataire peut non seulement proposer des solutions originales, notamment pour ses clients haut-de-portefeuille (livraison aux pegs et aux PITD ; expédition d’équilibre ; offres sur long terme, etc.), mais aussi des solutions très construites, même pour des sites consommant de petits volumes (à partir de 5 GWh/an). « Nous sommes motivés par un objectif premier qui est le gain de contrats de services énergétiques », rappelle Olivier Conte. 9 europ energies - Juin 2016 L’acheteur du mois Ikea consomme l’électricité qu’il produit Ikea affirme que sa stratégie de couverture de sa consommation d’électricité par de la production ENR se révèle judicieuse sur un plan économique. Depuis plusieurs années déjà, Ikea affiche son ambition : couvrir 100 % de l’électricité qu’il consomme par de la production en propre à partir d’énergies renouvelables. En France, le pari est déjà gagné, selon le rapport RSE du groupe pour 2015. Le spécialiste de l’ameublement et de l’aménagement de la maison fait tourner 29 éoliennes et a installé plus de 20 500 panneaux photovoltaïques. Il a en parallèle réduit de 11 % sa consommation d’énergie à fin 2015 par rapport à 2014 et de 27 % par rapport à 2010. « Nous avons plusieurs projets de couverture de toitures des magasins avec des panneaux photovoltaïques, à Avignon, Tours, Reims, Caen, Rennes. Certains sites sont même situés dans la partie nord de la France. Pour Avignon, le projet est de 789 kWc. S’y ajoutent de plus petits projets, comme à Bayonne, Mulhouse, Orléans ou Paris Nord », explique Philippe Grimaux, directeur Facility Management d’Ikea France, à EUROP’ENERGIES. Fin 2016, un tiers des toits devraient être couverts de panneaux photovoltaïques La politique d’Ikea est de couvrir avec des panneaux solaires systématiquement les toits de ses nouveaux magasins et de magasins plus anciens au moment de leur rénovation. Dans l’Hexagone, Ikea compte 33 magasins, quatre dépôts et deux sites de bureaux. À fin 2016, un tiers des toits de ces sites devraient être couverts de panneaux photovoltaïques. Dans les deux ans, cette couverture devrait en représenter les deux-tiers. « La capacité d’accueil des toits est souvent beaucoup plus importante qu’on ne le croit. Bien sûr, il ne faut pas faire n’importe quoi, mais souvent, les bureaux d’études prennent des marges de sécurité très importantes. Sur Montpellier, par exemple, nous pensions que la charge ne devait pas dépasser 8 kg/m2. Après une étude plus poussée, il est apparu que la toiture pouvait supporter plus de 30 kg/m2 », explique Philippe Grimaux. Le directeur Facility Management insiste néanmoins sur la nécessité de faire 10 une étude de structures et de réfléchir à tous les aspects. « En termes d’assurance, il est possible que l’installation de panneaux solaires fasse perdre la garantie décennale », explique-t-il. Les panneaux photovoltaïques et la production d’électricité demandent aussi du temps en termes de maintenance et de surveillance. « Il faut nettoyer les panneaux, car quand ils sont sales, on perd en rentabilité. Les fientes d’oiseaux ou la poussière risquent de créer des points chauds qui peuvent endommager les installations », explique Philippe Grimaux. Il faut également contrôler les onduleurs. Bref, cette activité, à laquelle s’ajoutent l’achat d’énergie et le suivi du marché de l’électricité, demande du temps. L’autoproduction couvre 40 % des besoins des magasins dans la moitié sud Signe particulier, Ikea a décidé d’opter pour l’autoconsommation de sa production d’électricité (sauf pour quelques sites). « Cela nous évite une bonne part des tracasseries administratives et des contraintes techniques d’intégration au bâti. Les appels d’offres pour obtenir des garanties d’achat sont de vraies usines à gaz en France », indique le directeur Facility Management. L’autoproduction couvre environ 40 % des besoins des magasins dans la moitié sud et 25 à 30 % maximum au nord. « Avec la hausse du prix tout compris de l’électricité, l’autoconsommation devient intéressante sur un plan économique. En dix ans, Ikea arrive à rentabiliser les installations », détaille Philippe Grimaux. C’est surtout une volonté du groupe : « Tout est autofinancé. Le siège accepte ce temps de retour relativement long. Mais les panneaux ont une durée de vie de vingt à trente ans. Il faut savoir se projeter dans l’avenir », estime Philippe Grimaux. Tout n’est cependant pas idyllique. En effet, le système actuel permet difficilement de réinjecter la production non consommée sur le réseau public. L’accueil et le traitement des dossiers par Enedis (ex-ERDF) semblent aléatoires selon les antennes régionales. « Dans chaque région, nous devons tout réexpliquer et prouver notre capacité d’autofinancement », regrette Philippe Grimaux, qui espère qu’Enedis fera « des efforts de simplification des procédures. Enfin, il pointe « un certain vide juridique, qui limite aux parties communes l’alimentation à partir d’installations d’autoproduction, dans le cadre d’un réseau fermé de distribution, tel qu’un centre commercial ». europ energies - Juin 2016 Le mot du juriste L’autoconsommation de l’électricité d’origine renouvelable Le mot de Pierre-Adrien Lienhardt, avocat au barreau de Paris, cabinet Gide Loyrette Nouel. Le gouvernement a annoncé le lancement, avant l’été, d’un appel d’offres relatif à l’autoconsommation. La ministre chargée de l’Énergie a saisi la Cre d’un projet de cahier des charges concernant les consommateurs des secteurs industriel, tertiaire et agricole et portant sur un volume total de 50 MW. Toutes les énergies renouvelables seront concernées. Il s’agit de la première mise en application de l’arrêté du 24 avril 2016 relatif aux objectifs de développement des énergies renouvelables, qui avait annoncé des appels d’offres expérimentaux de soutien à l’autoconsommation avant le 31 décembre 2016. Dispositif de soutien encore insuffisant Cette initiative intervient dans une période où le nombre de projets photovoltaïques raccordés est le plus faible depuis 2011. Elle vise à expérimenter un soutien complémentaire aux dispositifs incitatifs déjà en place. L’autoconsommation est permise et encouragée de longue date. Le décret du 10 mai 2001 prévoyait depuis l’origine, au sujet de l’obligation d’achat, qu’un producteur devait céder la totalité de l’électricité produite « en dehors, le cas échéant, de l’électricité qu’il consomme lui-même ». De même, l’ancien article L. 121-11 du code de l’énergie imposait seulement aux autoconsommateurs le paiement de la contribution au service public de l’électricité (CSPE) au-delà de 240 GWh/an consommés (dispositif d’ailleurs maintenu par la loi de finances rectificative pour 2015). Malgré cela, peu d’installations faisaient le choix de l’autoconsommation faute d’incitations suffisantes, en y préférant les tarifs avantageux de l’obligation d’achat. L’État a alors tenté de compléter son dispositif incitatif. La loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) a fait de l’autoconsommation un critère de fixation du prix payé aux producteurs dans le cadre de l’obligation d’achat et du complément de rémunération (les textes d’application de ces dispositifs, publiés les 27 et 28 mai 2016, n’ap- portent cependant pas de précisions sur ce point). Les autoconsommateurs sont en outre éligibles à l’obtention de garanties d’origine, qui permettent une valorisation supplémentaire de l’électricité renouvelable. Levée progressive des obstacles C’est toutefois avec difficulté que ces incitations compensent les obstacles auxquels l’autoconsommation se heurte encore. Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe) empêche l’autoconsommation multisites en îlots urbains. Le Turpe fait dépendre le prix payé du volume injecté sur le réseau, et non de la distance parcourue par l’électricité. Ainsi, hormis le cas où consommation et production sont localisées sur un même site, l’autoconsommation (au niveau d’un quartier, par exemple) ne permet pas de réelles économies sur le coût d’acheminement de l’électricité. Les parlementaires ont invité la Cre à « procéder à la nécessaire adaptation des règles de tarification au cas particulier de l’autoconsommation » et ainsi à infléchir le principe de tarification « timbre-poste ». Souvent mis en cause, le raccordement des installations a récemment évolué. Enedis (anciennement ERDF) propose désormais une convention spécifique à l’autoconsommation destinée aux installations de faible puissance qui n’injectent pas d’électricité sur le réseau. Recours facilité à l’autoconsommation Le gestionnaire de réseau a également annoncé qu’il équiperait de compteurs Linky les nouveaux clients autoconsommateurs à compter du 1er janvier 2017, ce qui facilitera le comptage croisé des injections et des soutirages. La publication prochaine d’une ordonnance relative aux réseaux fermés de distribution, dont le projet a été soumis au Conseil supérieur de l’énergie, pourrait également apporter des solutions à certains porteurs de projets. Ces adaptations, encore récentes, vont dans le sens d’un recours facilité à l’autoconsommation. Le gouvernement cherche à valoriser encore davantage ces installations avec l’appel d’offres qui sera prochainement lancé. Tel sera également l’objet d’une autre ordonnance prévue par la LTECV dont l’objet sera spécifiquement de sécuriser l’autoconsommation en dehors du mécanisme d’appel d’offres. La pérennité de l’autoconsommation dépendra des avancées qui seront permises par ce futur texte. 11 europ energies - Juin 2016 Flashes France : plus d’indexation peg Nord En France, la Cre a présenté le troisième rapport d’audit sur les tarifs règlementés de gaz naturel. Le régulateur n’a pas identifié de facteurs susceptibles de faire évoluer le niveau d’indexation sur les prix de marché du gaz (actuellement de 77,4 %) dans la formule tarifaire. En revanche, il préconise d’accroître la part d’indexation sur l’indice français peg Nord et de réduire le nombre d’indices pétroliers au 1er juillet 2016. Cela doit permettre de mieux refléter les conditions d’approvisionnement d’Engie. La part de l’indexation peg Nord pourrait être portée à 20 % environ (contre 11,2 % actuellement). Côté indices pétroliers, la Cre recommande de ne conserver que la référence au Brent. En outre, au titre des coûts hors approvisionnement, la Cre recommande une baisse de 1,2 % des tarifs au 1er juillet 2016. Ce mouvement doit permettre de prendre en compte l’augmentation des coûts d’infrastructures supportés par Engie (+1,8 %), compensée par une baisse significative des coûts commerciaux prévisionnels (-3 %). UE : la garantie d’Epic n’est pas une aide d’État Le tribunal de l’Union européenne a annulé la décision de 2011 de la Commission européenne qui qualifie d’aide d’État la garantie implicite illimitée accordée par l’État français à l’Institut français du pétrole (aujourd’hui IFPEN). En 2006, l’IFP a été transformé en une personne morale de droit public, à savoir un établissement public à caractère industriel et 12 commercial (Epic). La CE a déclaré que ce statut conférait une garantie illimitée à l’IFP sur l’ensemble de ses activités et que l’IFP avait tiré un avantage économique réel dans le cadre de ses relations avec ses fournisseurs, ses concurrents ne bénéficiant pas d’une telle garantie. Le tribunal a estimé notamment que la CE n’a pas démontré que, en présence de cette garantie, « les fournisseurs de l’IFP sont susceptibles de lui accorder un traitement plus favorable, notamment en baissant les prix de leurs produits ou de leurs services et en exprimant ainsi l’appréciation plus favorable qu’ils ont de son risque de défaut ». R.-U. : services-systèmes par batteries électriques Au Royaume-Uni, National Grid a signé un contrat de quatre ans avec RES (Renewable Energy System) pour L’AIE conseille à la Belgique de repousser sa sortie du nucléaire au-delà de 2025 Prolongez l’usage du nucléaire ! Tel est, en substance, le message adressé par l’AIE à la Belgique, dans un rapport publié le 19 mai dernier et consacré à ce pays. Selon l’agence, le calendrier de sortie du nucléaire mis en place par la Belgique n’est pas réaliste. Il prévoit un arrêt des réacteurs étalé entre 2022 et 2025. Or, l’AIE estime qu’un tel scénario mettrait en péril la sécurité d’approvisionnement de la Belgique, et la priverait d’une source importante d’électricité peu carbonée et abordable. D’où la recommandation suivante : prolonger la durée de vie de plusieurs réacteurs au-delà de 2025, « si les conditions de sûreté sont réunies ». Sur les sept unités actuellement en service en Belgique, quatre (totalisant 4115 MW de puissance nette) atteindront la barre des quarante ans entre 2022 et 2025, et trois autres l’ont déjà dépassée. À ce jour, l’énergie nucléaire représente environ 50 % de l’électricité produite dans le pays. D’après l’AIE, la prolongation de la durée de vie des réacteurs serait bénéfique à moyen terme mais également à long terme. Elle permettrait de sécuriser l’approvisionnement en électricité tout en réduisant son coût de production. En outre, le coût de la sortie du nucléaire serait amoindri, et la Belgique se donnerait le temps nécessaire pour investir dans des sources d’énergie alternatives. Inquiète sur le front de l’électricité pour la Belgique, l’AIE l’est beaucoup moins en ce qui concerne le gaz. Selon le rapport, le réseau belge de transport est « excellent » et il est bien relié aux pays voisins, ce qui assure au pays une certaine sécurité des approvisionnements. Seule ombre au tableau sur ce dossier : la dépendance importante de la Belgique (à hauteur de 30 %) au gaz peu calorifique de Groningue (Pays-Bas), un gisement qui est en déclin et ne fournira plus de gaz à partir de 2029. Pour s’adapter à cette nouvelle donne, la Belgique a commencé à se préparer à l’usage de gaz hautement calorifique. Toutefois, remarque l’AIE, l’essentiel du travail reste à faire, et un processus plus flexible et plus rapide est peut-être souhaitable, au cas où la production de Groningue chuterait plus rapidement que prévu. europ France : le gaz de mine entre en bourse sur Euronext La Française de l’énergie a lancé le 24 mai son introduction en bourse sur le marché Euronext de Paris. La société veut augmenter son capital de 50 millions d’euros, qui peuvent être portés à M€60. Cette société est spécialisée dans la production de gaz contenu dans le charbon des anciens bassins houillers français. Elle a certifié ses premières réserves de gaz de charbon dans le bassin lorrain et prépare la construction de sa première plate-forme de production dans la région, qui devrait entrer en production dans les 18 prochains mois. Elle table sur quinze puits en activité à cet horizon et une production de 700 millions de m3 sur douze ans. Dans le même temps, elle compte continuer à faire croître la taille de ses réserves. En outre, la Française de l’énergie est en cours d’acquisition de Gazonor, qui détient un portefeuille d’exploitation du gaz de mine dans le Nord-Pas-deCalais. Elle compte augmenter la production de gaz de houille dans cette région et d’améliorer le taux de marge opérationnelle, notamment en rendant cette production admissible au tarif d’achat. Dès 2017, la Française de l’énergie pourrait équiper trois de ses sites de captage avec des unités de production d’électricité. La société souhaite à terme se développer au niveau européen à proximité de ses implantations actuelles, notamment en Allemagne et en Belgique. la fourniture par RES d’une capacité de 20 MW de régulation de fréquen- energies - Juin 2016 France : onze fournisseurs ont répondu à l’appel d’offres du Sigeif En France, le Sigeif a attribué son sixième appel d’offres pour l’achat de gaz naturel dans le cadre d’un groupement. Celui-ci porte sur 3 TWh/an (plus de 10 700 sites), sur trois ans et répond aux besoins de 565 collectivités publiques d’Ile-de-France. Onze fournisseurs ont participé à la consultation. Les lots 1 et 3 (offices HLM, conseil régional, collèges, universités, etc. ; 1365 sites ; 1,3 TWh/an) ont été attribués à Save ; le lot 2 (les plus petits sites ; 7900 sites ; 515 GWh/an) a été attribué à Direct Energie ; les lots 4 et 5 (communes, EPCI, hôpitaux, Ehpad, piscines ; 1520 sites ; 1,1 TWh/an) ont été attribués à Eni ; et le lot 6 (hôpital de Nanterre ; 41 GWh/an ; un site) a été attribué à Gas Natural. Les contrats démarrent au 1er juillet 2016. Le lot 2 bénéficie d’un prix ferme, alors que pour les autres lots, les prix sont indexés sur le peg Nord. « Cette année, nous avons étalé l’attribution des marchés sur trois jours, ce qui a donné un peu de visibilité aux candidats et a permis à ceux qui n’avaient pas obtenu de lot le premier jour, d’améliorer leur offre pour obtenir les autres lots », explique Jean-Michel Philip, DG adjoint du Sigeif, à EUROP’ENERGIES. Les lots 1 et 3 ont été attribués le premier jour, avec une durée de validité de l’offre de 24 h ; le lot 2 le deuxième jour, avec une durée de validité de l’offre de 3 heures ; et le reste des lots a été attribué le troisième jour, avec une offre d’une validité de 24h. En outre, pendant la durée du contrat, une option prévoit que les fournisseurs puissent proposer une part de biométhane. ce à l’aide d’une installation de batteries électriques. Ce système permettra à National Grid de disposer d’un service-système avec un temps de réponse inférieur à la seconde. Il devrait être opérationnel dans 18 mois. France : ERDF devient Enedis ERDF, la filiale de distribution d’électricité d’EDF, devient Enedis. Le nouveau nom du GRD a été officiellement annoncé le 31 mai 2016. Dans sa délibération du 23 juin 2015, la Cre avait considéré que les mesures prises jusqu’alors par le groupe pour limiter la confusion entre ERDF et EDF « ne constitu[ai]ent pas une réponse à la hauteur des enjeux ». Le comité de règlement des différends et des sanctions de la Cre (Cordis), saisi par le président du régulateur, avait adressé une lettre de mise en demeure à l’entreprise, lui demandant des modifications substantielles. Voilà qui est fait. Entreprises : RWE veut doubler son « trading » RWE mise sur le développement de ses activités de « trading », a indiqué le groupe allemand le 2 mai. Il vise une croissance significative du négoce avec les grands consommateurs en Europe, qu’il compte doubler à 13 europ energies - Juin 2016 moyen terme. Cette activité est portée par RWE Supply & Trading (RWEST), l’un des trois piliers de la nouvelle stratégie du groupe, avec la production conventionnelle d’électricité et la nouvelle filiale RWE International SE (pour les renouvelables, les réseaux et les ventes aux clients finals), explique RWE. « Le ‘trading’ de l’énergie est une activité très intéressante pour nous, avec un potentiel de croissance », a indiqué Bernhard Günther, CFO de RWE et RWE International. À ce jour, RWEST est présent dans la majorité des places de négoce et emploie autour de 1300 personnes dans quarante pays. Les activités de RWEST sont appelées à se développer en-dehors de l’Europe, et notamment en Asie. Le portefeuille de la société couvre également le négoce du gaz naturel. France : mieux séparer TRV et offre de marché Dans sa délibération du 17 mai 2016, la Cre a approuvé les principes de dissociation comptable entre activités de fourniture régulées et en offre de marché proposés par Engie, à condition que l’opérateur historique y Un nouveau fournisseur d’électricité en France : Energies Libres Dans la liste des gagnants de l’appel d’offres organisé par la Cre pour assurer la continuité de la fourniture d’électricité aux clients concernés par la fin des TRV, on remarque qu’aux côtés d’EDF, d’Engie et de Direct Energie, une société dénommée « Energies Libres » a remporté une quarantaine de lots. Il s’agit essentiellement de lots de sites en C4 (BT supérieur à 36 kVA en contrat unique) et de quelques lots de sites en C3 (HTA, contrat unique, profilé). Mais qui est Energies Libres ? « Energies Libres est un nouveau fournisseur d’électricité, actif partout en France. Les statuts de la société ont été enregistrés en décembre 2014. Nous avons livré nos premiers MWh le 1er janvier 2016. Nous nous adressons aux clients qui étaient auparavant aux tarifs réglementés jaunes et verts », explique Tristan de Vasselot, directeur général d’Energies Libres, à EUROP’ENERGIES. La société est une filiale de Quadran, un producteur indépendant d’électricité verte, qui l’a créé dans la perspective de la fin des tarifs d’obligation d’achat en France. « Nous avons vocation à accueillir d’autres partenaires, et pas seulement des producteurs d’énergie. L’objectif est d’arriver à une taille critique. La concurrence est importante dans la fourniture d’électricité. Elle se joue entre autres sur l’optimisation des coûts d’opération», précise Tristan de Vasselot. Energies Libres propose une offre 100 % verte et une offre classique. Côté prix, « notre stratégie est d’être toujours bien placé, au prix le plus juste », indique le DG. Energies Libres fait des offres à prix fixes et horo-saisonnalisés. Quels sont ses objectifs et ses perspectives ? « Nous voulons atteindre le cap des 10 000 clients le plus vite possible », explique Tristan de Vasselot. Il veut également accompagner la promotion de l’électricité verte et apporter de nouvelles offres aux clients, dans le cadre des possibilités qui seront offertes par le déploiement de compteurs évolués. 14 Suisse : report de l’ouverture complète du marché de l’électricité En Suisse, le 4 mai, le Conseil fédéral a décidé de reporter sine die l’ouverture complète du marché de l’électricité. Début 2016, Doris Leuthard, conseillère fédérale en charge de l’Energie, avait déjà indiqué qu’il n’y avait pas urgence à ouvrir le marché suisse. Cette décision est justifiée par les résultats d’une consultation publique, menée entre le 8 octobre 2014 et le 22 janvier 2015. Si la majorité des participants s’est prononcée en faveur de l’ouverture, elle y a aussi mis des conditions, notamment un accord sur l’électricité avec l’Union européenne, une coordination avec la stratégie énergétique 2050 et la révision de la loi sur l’approvisionnement électrique (LaPEl). Le Conseil fédéral a chargé le Detec d’examiner régulièrement quelle est la date indiquée pour l’ouverture complète du marché. En Suisse, depuis 2009, les clients consommant plus de 100 MWh/an peuvent choisir leur fournisseur. Il était prévu que cette possibilité soit ouverte à tous les clients à compter de 2018. apporte des améliorations substantielles. Par exemple, le régulateur demande que les coûts de promotion et de commercialisation de ventes ne soient pas du tout imputés à l’activité de fourniture aux tarifs réglementés. Engie avait été épinglé par la Cre en mai 2015 (rapport de la Cre du 13 mai 2015 sur les TRV de gaz naturel), puis par l’Autorité de la concur- europ rence en mai 2016 (décision du 2 mai 2016), parce qu’il affectait aux tarifs règlementés une partie des coûts de développement commercial destinés à promouvoir les offres de marché. tié de ses activités de distribution de gaz naturel, a-t-il annoncé, le 18 mai, à l’occasion de la présentation de ses résultats du premier trimestre 2016. Les fruits de cette cession pourraient être utilisés pour rémunérer les actionnaires de SSE ou pour financer le programme d’investissement du groupe. SSE a annoncé un plan de 6 milliards de livres sterling (G€7,83) sur les quatre prochaines années, comprenant le renouvellement et le développement de son réseau d’électricité, des investissements dans les renouvelables et, potentiellement, la construction de nouvelles centrales au gaz à Keadby, dans le Lincolnshire, et à Seabank 3, près de Bristol. France : Linky chez les auto-consommateurs En France, ERDF a indiqué, le 13 mai, aux acteurs des énergies renouvelables que le compteur communicant Linky serait mis à disposition des auto-consommateurs d’électricité à partir de janvier 2017. Ce compteur permet de mesurer à la fois l’électricité soutirée du réseau et injectée sur le réseau. Cela permettra aux clients auto-consommateurs d’éviter les frais d’installation d’un deuxième compteur. France : construction de Val de Saône autorisée L’arrêté du 22 avril 2016 autorise GRTgaz à mener les travaux qui devraient permettre la décongestion de la liaison gazière entre le nord et le sud de la France (JO du 18 mai 2016). Le gestionnaire du réseau de transport est autorisé à construire et à exploiter une nouvelle canalisation, dite « Val de Saône », entre Etrez (Ain), Palleau (Saône-et-Loire) et Voisines (Haute-Marne), une nouvelle interconnexion et le renforcement de la station de compression d’Etrez. Le coût de ce projet est estimé à un peu moins de 750 millions d’euros. Il devrait être mis en service d’ici à la fin 2018. Le prix moyen du gaz importé par l’Allemagne a chuté de 32,1 % au premier trimestre 2016 en euros et de 33,4 % en dollars US. Il est ainsi tombé de $268,2/1000 m3 en janvier-mars 2015 à $178,5/1000 m3 au premier trimestre 2016. C’est ce SSE, le deuxième plus grand fournisseur d’énergie au Royaume-Uni, envisage de vendre entre un tiers et la moi- - Juin 2016 qui ressort des statistiques publiées par le Bafa. L’Allemagne a accru de 3,4 % ses importations de gaz, en les portant à 27,5 Gm3 au cours des trois premiers mois de 2016. Fait notable : le Bafa ne publie plus la décomposition par pays d’origine des volumes de gaz importés par l’Allemagne. Allemagne : le prix du gaz importé a chuté R.-U. : SSE vendra une part de sa distribution energies Taux de conversion usuels 1 kWh 1 GJ 1 therm 1 MBtu 1 m3 de gaz 1 bep 1 tep 1 tec 1 0,0036 0,0342 0,0034 0,0949 0,00059 0,00008 0,000125 1 gigajoule (GJ) 277,5 1 9,5 0,95 26,3 0,1634 0,022 0,03467 1 therm 29,27 0,10545 1 0,1 2,78 0,0172 0,0023 0,00365 1 million de Btu (MBtu) 292,7 1,054 10 1 27,8 0,172 0,0232 0,0365 1 mètre cube de gaz (m3) 10,54 0,038 0,36 0,036 1 0,0064 0,00087 0,00136 1 baril équivalent pétrole (bep) 1 700 6,12 58,14 5,814 155,5 1 0,135 0,637 1 tonne équivalent pétrole (tep) 12 602 45,37 431 43,1 1 153 7,4 1 1,573 1 tonne équivalent charbon (tec) 8 012 28,84 274 27,4 733 1,57 0,6357 1 1 kilowatt heure (kWh) 15 europ energies - Juin 2016 Les marchés Le début du mois de mai a été placé sous le signe d’une forte production des renouvelables allemands : le 8 mai les énergies renouvelables — solaire et éolien — ont représenté 80 % de la pro- !/MWh mars-16 avr-16 mai-16 M/M-1 % Moyenne mensuelle des day ahead (base) européens sur les trois derniers mois EPEX All NORDPOOL OMEL EPEX France GME TGE EPEX Suisse 24,29 21,91 27,78 27,08 35,22 34,20 29,19 24,21 22,12 24,11 25,48 31,99 36,87 25,26 22,54 23,21 25,76 24,27 34,78 35,46 23,67 -6,91 4,89 6,87 -4,76 8,73 -3,82 -6,27 Belpex 27,11 25,43 25,37 -0,23 APX 27,19 2,92 Moyenne Day-Ahead 2016 et écarts par rapport à EPEX France pour le mois sous revue EPEX All NORDPOOL OMEL EPEX France GME TGE EPEX Suisse 22,54 23,21 25,76 24,27 34,78 35,46 23,67 -1,73 -1,07 1,49 0,00 10,51 11,19 -0,60 Belpex 25,37 1,10 APX 41,53 27,13 -0,03 Moyenne Day-Ahead 2015 et 2016 et écarts par rapport à EPEX France (janvier au mois en cours) EPEX All NORDPOOL OMEL EPEX France GME TGE EPEX Suisse 30,25 26,38 45,61 40,13 50,03 35,93 40,36 24,45 23,46 28,38 27,16 37,12 35,49 31,67 -2,72 -3,70 1,21 0,00 9,96 8,33 4,50 Belpex 45,03 27,24 0,08 !/MWh Moyenne 2015 Moyenne 2016 Moyenne - EPEX Fr duction totale à 12h et les prix ont été négatifs. En fin de mois, la France a enregistré des mouvements de grève qui ont réduit la production nucléaire. Finalement, on a assisté à une forte convergence des prix en dessous de 30 euros/MWh, sauf la Pologne et l’Italie, qui se sont marginalement couvert Gaz : une hausse des prix à contre-saison Le mois de mai 2016 a été marqué par deux quinzaines diamétralement opposées. La première a connu des températures supérieures aux normales, la deuxième, au contraire, une fraîcheur anormale. Du côté de l’offre, la Norvège a réduit ses livraisons, alors que la Russie a augmenté les siennes. La production européenne a diminué, surtout au Royaume-Uni. En moyenne, le prix day-ahead du gaz a légèrement augmenté à 13,04 €/MWh à 16 Le mois de mai a été caractérisé par un fort rebond des prix des énergies fossiles dans le sillage du pétrole. La présence accrue d’exécution de couvertures automatiques des besoins pour 2017 de certains grands consommateurs a accéléré le mouvement. Ces couvertures ont porté également sur les années 2018 à 2020, entraînant des tensions sur l’ensemble de la courbe à terme. De plus, les discussions actuelles autour d’une taxe carbone élevée en France pour permettre une réduction des émissions de gaz à effet de serre ne sont pas soutenues par nombre de pays européens qui utilisent le charbon comme combustible majeur (Allemagne, Pologne). APX 26,13 25,32 27,19 7,39 !/MWh 2016 Moyenne-EPEX Fr avec les prix basés sur ceux du gaz naturel (prix supérieurs à 30 euros/MWh). Prix Prix à terme fourniture en (OTC base– mai (OTC2016 - mai–2016 - en €/MWh) à termepour pour fourniture en base en €/MWh) France (EPD) Plus bas Plus haut Allemagne (EEX) Clôture Plus bas Plus haut Clôture Juillet 2016 22,98 25,92 25,92 23,38 25,59 25,51 T3 2016 24,10 27,10 27,10 23,97 26,54 26,54 Cal-17 29,11 31,26 31,26 24,05 26,29 26,29 !/MWh mars-16 avr-16 mai-16 !/MWh 2015 2016 Gaz: Moyennes mensuelles des day ahead PEG Nord PEGSud/TRS Zeebrugge TTF NBP Henry Hub NCG 12,62 12,91 12,47 12,29 12,94 5,29 12,89 12,25 12,32 12,19 12,12 12,62 5,77 12,20 13,10 13,61 13,04 13,02 13,30 5,83 13,06 Gaz: Moyennes des day ahead (janvier au dernier mois) PEG Nord PEGSud/TRS Zeebrugge TTF NBP Henry Hub NCG 21,72 22,19 21,30 21,34 21,65 8,66 21,47 12,98 13,29 12,81 12,75 13,26 6,00 13,03 PEG Nord = France; Zeebrugge = Belgique; TTF = Pays - Bas; NBP = Royaume-Uni; HH = Henry Hub = USA; NCG = Allemagne; PSV=Italie Zeebrugge en mai 2016, comparé à 12,19 €/MWh en avril 2016. Il affi- PSV 14,04 13,76 15,06 PSV 23,70 14,44 chait 20,65 €/MWh en mai 2015. Une chute de 37 % en un an. Avertissement Les informations contenues dans ce document sont basées sur des sources considérées comme fiables. EUROP’ENERGIES ne saurait être tenu pour responsable de l’usage que le lecteur ferait de ces informations. Commission paritaire N° 1116I81764. Dir. de la publication : Pierre Terzian. Mensuel. Photocopie interdite. Copyright © 2016 PETROSTRATEGIES SA. E-mail : [email protected] ISSN 1634-6548 Electricité : tensions sur la courbe à terme