Selon la 15ème édition annuelle de l’Observatoire Européen des Marchés de l’Energie, la situation très perturbée des marchés de l’électricité et du gaz en Europe menace la sécurité d’approvisionnement en énergie dans cette région

Cette étude montre que la combinaison de la dérégulation des marchés de l’électricité et du gaz et la mise en œuvre – sur fond de crise économique – du paquet Energie-Climat (qui a favorisé le développement rapide des énergies renouvelables) perturbent sévèrement les marchés de l’électricité et du gaz en Europe. Cette situation instable représente à court, moyen et long terme, une menace pour la sécurité d’approvisionnement en énergie dans cette région.

Trois principaux facteurs qui se conjuguent sont à l’origine de cette situation perturbée impactant les entreprises et les consommateurs européens

1. La crise économique
La crise économique a impacté négativement les consommations d’électricité et de gaz particulièrement celles des clients industriels. En 2012, la consommation électrique totale a décru de 0,2% par rapport à 2011. Cette diminution s’accélère au premier semestre 2013 (-1,2% par rapport au premier semestre 2012). Quant à la consommation de gaz, elle a connu une baisse plus sensible que celle de la consommation d’électricité en 2012 (-2,2%) mais elle se stabilise au premier semestre 2013 (-0,4%).

2. La mise en œuvre du paquet Energie-Climat
En imposant 20% d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie en 2020 dans l’Union européenne, le paquet Energie-Climat a provoqué un essor rapide des énergies renouvelables qui mettent aujourd’hui sous pression la compétitivité des centrales au gaz.
En effet, alors que les coûts d’investissements élevés des ENR[1] sont subventionnés, leurs coûts d’exploitation sont faibles ce qui leur donne priorité dans l’ordre d’appel (merit order) des capacités de production d’électricité. En conséquence, les centrales au gaz, dont les coûts d’exploitation sont plus élevés, sont moins sollicitées que les ENR.

Ainsi, dans deux pays de l’Union Européenne qui ont développé largement les énergies renouvelables, le taux d’utilisation moyen des centrales au gaz a chuté considérablement : en Espagne celui-ci est tombé à 11% sur la première moitié de 2013 alors qu’en Allemagne ce taux a été inférieur à 21% en 2012. Or selon l’AIE[2], un taux d’utilisation minimum de 57% est nécessaire pour assurer la rentabilité de ces centrales.

3. L’impact du développement des gaz non conventionnels aux Etats-Unis
Le développement spectaculaire des gaz non conventionnels de l’autre côté de l’Atlantique[3] a fait baisser le prix du gaz aux Etats-Unis[4] contribuant ainsi au redressement de l’économie américaine[5]. Grâce à ce prix bas, le gaz s’est substitué au charbon comme combustible dans les centrales à énergies fossiles créant un surplus de charbon sur le marché américain. Ce surplus a été exporté vers l’Europe entrainant une baisse des prix du charbon de 30% entre janvier 2012 et juin 2013. Cette baisse a favorisé la compétitivité des centrales au charbon en Europe ce qui s’est traduit par un taux d’utilisation bien meilleur que celui des centrales au gaz[6].

Pour l’Observatoire, les conséquences sur les marchés de l’électricité et du gaz en Europe sont sévères

1. La fermeture de centrales au gaz
L’un des impacts majeurs de cette situation sévère est la fermeture rapide de nombreuses centrales au gaz en Europe. L’institut IHS[7] a estimé récemment qu’environ 130 000 MW de centrales au gaz en Europe (soit 60% de la capacité installée) ne couvraient pas leurs coûts fixes et risquaient d’être fermées d’ici 2016[8]. Ces centrales, qui sont indispensables pour assurer la sécurité d’approvisionnement durant les heures de pointe, sont remplacées par des énergies renouvelables dont la production d’électricité est volatile et non programmable.

2. Le poids des subventions aux énergies renouvelables
Si de nombreux gouvernements européens ont révisé à la baisse leurs politiques de soutien aux ENR, la croissance de leur part dans le mix énergétique engendre une forte croissance des subventions à ces énergies qui pèsent sur les finances des Etats déjà fortement endettés. Ces subventions qui sont répercutées dans le prix final de l’électricité impactent le niveau de vie des consommateurs déjà touchés par la crise économique.
Par exemple, en Allemagne, la taxe EEG[9] a augmenté de 1,31 centimes d’euros par kWh en 2009 à 5,28 centimes d’euros par kWh en 2013 et représente un pourcentage significatif du prix de l’électricité payé par les ménages (plus de 18%)[10].

3. Les faibles prix des droits d’émission de CO2
L’Observatoire met également l’accent sur le trop faible prix des droits d’émission de CO2, ce qui n’incite plus les industriels à investir dans les technologies n’émettant pas de gaz à effet de serre. Ces cinq dernières années, les prix des certificats de CO2 ont baissé d’environ 20 €/tCO2 en 2007 à moins de 5 €/tCO2 en août 2013. Ce niveau ne permet pas de rentabiliser les installations de Capture et de Sde CO2 (CSC) pourtant nécessaires. En effet, il faudrait un prix de 40-55 €/tCO2 pour rentabiliser une installation CSC sur une centrale au charbon et de 80-110 €/tCO2 pour la même installation sur une centrale au gaz[11].

4. Les “Utilities” sous une forte pression financière
Les prix de l’électricité sur les marchés de gros ont baissé (-8% en 2012 par rapport à 2011) et ont connu par moment des comportements erratiques. Ainsi, les pics de prix aux heures de pointe ont baissé en moyenne et des pics de prix négatifsont été observés durant plus de 70 heures en 2012 en Europe.
Par conséquent, le chiffre d’affaires des Utilities baisse de façon structurelle comme l’a souligné récemment le PDG de l’énergéticien allemand RWE, Peter Terium « 80% du chiffre d’affaire de l’Entreprise aura disparu dans 2-3 ans ».
De plus, les marges opérationnelles des « Utilities » se détériorent à cause de la baisse de la rentabilité des moyens de production, l’augmentation des surcapacités, la stagnation de la consommation et la croissance des taxes. L’ensemble de ces facteurs les met dans des situations financières contraignantes.

5. Les investissements critiques sont menacés
Les Utilities doivent investir à long terme pour assurer la sécurité d’approvisionnement tout en restant compétitives. Ces investissements incluent le remplacement des centrales électriques qui ferment comme les centrales au gaz et les anciennes centrales au charbon[12]. Ils comprennent aussi la construction de nouveaux réseaux électriques de transport – dont le temps de construction est long (entre 5 et 10 ans) – notamment pour mettre en œuvre les politiques de transitions énergétiques. La totalité des investissements dans les infrastructures électriques et gazières est évalué à au moins 1 000 milliards d’euros d’ici 2020[13]. Compte tenu de cet environnement incertain tant du point de vue réglementaire qu’économique et de la situation difficile des Utilities, l’Observatoire redoute que ces investissements critiques ne se réalisent pas.

Les mesures préconisées pour l’Europe par l’Observatoire
Le fonctionnement des marchés de l’énergie doit être repensé de façon urgente. Il faudrait notamment doter le système d’échanges des quotas d’émission de CO2[14] d’une régulation adaptée aux conditions de marché ou bien introduire un prix plancher pour la tonne de carbone comme cela existe au Royaume-Uni (16 £/t).
Il conviendrait également de créer des marchés de capacités[15] coordonnés au niveau européen.
Il faudrait aussi concevoir et mettre en place un nouveau modèle de marché de détail permettant de rémunérer les investissements dans les réseaux intelligents.
Toujours selon l’Observatoire, il serait nécessaire de définir un rythme de croissance raisonnable des énergies renouvelables permettant de limiter l’augmentation des subventions associées.

Experte mondiale du secteur de l’Energie et des Utilities chez Capgemini, Colette Lewiner estime que : « La situation actuelle constitue une vraie menace pour la sécurité d’approvisionnement énergétique en Europe. Les centrales au gaz qui permettent de faire face aux pics de consommation ferment massivement. D’autres marges de sécurité diminuent aussi, par exemple les volumes de gaz stockés dans les réservoirs souterrains pour l’hiver sont nettement plus bas que les années passées. Cette situation pourrait conduire en cas d’hiver rude à de réelles difficultés d’approvisionnement et d’équilibrage du réseau en Europe. De plus, le niveau croissant des ENR dans le mix énergétique et un prix des droits d’émission de CO2beaucoup trop bas, provoquent des chutes de prix et mettent les Utilities sous une très forte pression. »

A propos de l’Observatoire Européen des Marchés de l’Energie (OEME)
L’Observatoire Européen des Marchés de l’Energie est une publication annuelle de Capgemini qui a pour objectif de suivre les principaux indicateurs des marchés de l’électricité et du gaz, de surveiller l’équilibre entre l’offre et la demande, de mesurer les progrès dans l’établissement d’un marché ouvert et concurrentiel dans les 28 pays de l’Union européenne (+ la Norvège et la Suisse) ainsi que d’observer l’évolution des indicateurs (3x20) de lutte contre le changement climatique à l’horizon 2020. Cette 15è édition, bâtie en majorité à partir de données publiques combinée à l’expertise de Capgemini sur le secteur énergétique, fait référence aux données de l’année 2012 et de l’hiver 2012/2013. Une expertise spécifique sur la politique énergétique européenne ; la situation financière des Utilities et la performance de ce secteur ; et la mobilité des clients est produite respectivement par CMS Bureau Francis Lefebvre, Exane BNP Paribas et VaasaETT Global Energy Think Tank.

A propos de Capgemini
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