Approvisionnement 2017 : casse-tête chinois pour les acheteurs d’électricité

Pour les responsables d’achats d’énergie, c’est une « annus horribilis » qui s’achève avec 2016, particulièrement en ce qui concerne l’approvisionnement en électricité. A titre d’exemple, le produit Baseload calendar 2017 est passé l’an dernier du minimum des 3 dernières années (25.55€/MWh) au maximum (49.45 €/MWh) en l’espace de 8 mois seulement : du jamais vu depuis l’introduction du marché de gros en 2000. Seul le recours à l’ARENH a apporté une certaine tranquillité aux acheteurs qui ont exercé de façon majoritaire leur droit à l’Accès Régulé à l’Energie Nucléaire Historique au prix de 42 €/MWh, limitant partiellement l’augmentation de la facture d’électricité de leurs entreprises.

Les raisons de cette volatilité sont innombrables. En plus de la tendance fondamentalement haussière des prix du charbon et du pétrole, et malgré la stabilité des composantes gaz et CO2, la situation du parc nucléaire français a provoqué la panique des marchés et des réactions qui, a posteriori, peuvent être jugées excessives.
Pour compléter ce « casse-tête chinois », la mise en œuvre du nouveau marché de capacité a été menée à terme ces 5 derniers mois. Bien que son démarrage en 2017 ait été prévu dans la loi NOME (2010), le suspense a duré jusqu’au dernier moment. Course à la publication des délibérations, arrêtés, nouvelles règles et finalement une première enchère le 15 décembre.  Le résultat de 10k€/MW, mis à part les autres considérations que vous pourrez lire dans l’article de Philippe Boulanger, suppose une augmentation du coût de l’électricité d’entre 1 et 2,5 €/MWh pour les consommateurs d’électricité.

On peut imaginer le temps que les responsables d’achat ont dû passer avec leurs directeurs financiers et directeurs généraux pour expliquer ces fluctuations et, surtout pour conclure que le prix de l’approvisionnement en l’électricité allait augmenter de façon sensible en 2017. Par contre, il n’est pas certain qu’ils aient pu expliquer de façon intelligible le mécanisme de capacité, avec ses 200 pages de règles, périodes PP1, PP2, plages horaires, tunnels, limites, registres, gradients de température, prix administrés, mécanismes financiers, etc.

Pour les acheteurs résignés, nous proposons trois corollaires de ce que nous avons vécu pendant cette année passée :

  1. Le premier corollaire repose sur le changement de tendance dans les prix de l’énergie. Le cycle des prix bas de l’énergie fait partie du passé. Après être passés par des minimums historiques des fondamentaux (Brent, charbon, gaz et CO2), les prix des combustibles commencent à revenir à des positions plus logiques. Les émissions (EUAs) se maintiendront à des prix bas jusqu’au changement de période (2020). De même, l’impact sur le marché de gros de l’irruption des énergies renouvelables (subventionnées) semble se modérer. D’une part parce que les surcoûts commencent à peser sur les consommateurs, et que les politiques énergétiques faiblissent. D’autre part parce que les parcs thermiques se retrouvent en phase terminale de leur cure d’amaigrissement. La plupart des actifs obsolètes ont disparu ou le feront d’ici peu. Les marges de réserve ont été réduites de façon drastique, ce qui implique des tensions sur les prix en cas d’aléa climatique. Finalement, et c’est une première, nous avons perçu les limites du modèle nucléaire français (et surtout ses risques). Le parc nucléaire français vieillit et ses problèmes se multiplient. L’effet multiplicateur de n’importe quel problème peut entraîner une crise profonde à tout moment ; ce risque potentiel se traduit par une surprime dans les achats à terme.
  2. Le deuxième corollaire est qu’une bonne prévision et une couverture des risques sont indispensables dans cet environnement volatile. Comme nous avons l’habitude de l’expliquer à nos clients, l’important n’est pas seulement de s’approvisionner à bon marché, il faut aussi avoir une visibilité sur l’approvisionnement, et surtout limiter les fluctuations de l’EBIDTA provoquées par les variations du coût de l’énergie. Personne ne dispose d’une boule de cristal pour anticiper les fluctuations du marché. Par contre, il est possible d’anticiper l’impact sur le compte de résultat de la ligne d’approvisionnement d’énergie et de prendre les décisions appropriées. Notre recommandation est de prendre des positions à terme en gaz, électricité et capacité en fonction du profil de risque de chaque client et de l’exposition acceptable aux achats d’énergie.
  3. Le troisième corollaire est lié à un changement dans le mode de gestion. La fonction d’acheteur doit évoluer vers celle de gestionnaire de l’énergie. Le monde a changé. S’approvisionner à prix réduit n’est plus suffisant. Il est indispensable d’utiliser tous les outils à notre disposition pour gérer l’approvisionnement en énergie. Depuis des éléments traditionnels comme les couvertures ou les arbitrages entre combustibles, en passant par des mesures d’efficacité énergétique et en terminant par la ‘demand response’ (avec toutes les possibilités qu’offrent les nouvelles technologies digitales), la fonction de l’energy manager devient centrale pour l’optimisation de l’énergie dans l’entreprise.

Pour finir, notre dernier commentaire s’adresse à nos autres clients : producteurs d’électricité et investisseurs (en actifs énergétiques). Le scénario a changé, la situation pour la génération s’améliore. Le marché « energy only » est en voie de disparition, et les mécanismes de compensation pour les actifs « de secours » vont continuer à se développer. L’instabilité de plus en plus grande du marché de l’électricité se verra compensée partiellement à travers les mécanismes de capacité ou de réserve. Même si les résultats de la première enchère en France sont relativement modestes, les bases du nouveau système de rémunération de la disponibilité à travers un marché sont fixées. Dans tous les cas, si le futur paiement par capacité s’avérait insuffisant pour maintenir la fiabilité du système, la réglementation devra évoluer pour garantir la fourniture. L’électricité est trop importante pour se permettre des risques de coupures. Une fois la production débarrassée des excès du passé et les marges de réserve réduites de façon significative, l’avenir des actifs de génération s’éclaircit. Mais attention ! Seuls survivront les acteurs les mieux adaptés au nouvel environnement…

Antonio Haya

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Expérience professionnelle

Céline, jeune active dynamique, a fait ses premiers pas dans le monde du travail dans le domaine du tourisme en tant que community manager au Loups du Gévaudan, en Lozère. En rejoignant l’équipe HES en novembre 2021, elle a souhaité diversifier ses connaissances : se former dans le secteur énergétique, se spécialiser dans les stratégies marketing afin de développer les relations clients de l’entreprise ; tout en approfondissant ses compétences en coordination et gestion de projets.

Formation

Céline est diplômée d’une double licence Espagnole – Anglais en Langue, Littérature et Civilisation Etrangère à la Sorbonne IV (2018). Elle a aussi obtenu un Master II en Direction de Projets ou Etablissements Culturel, spécialité Tourisme International. Elle a également étudié à l’étranger, à University of London (Angleterre) et Universidad de Morón (Argentine).

Céline Haya Sauvage

Responsable Marketing

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« La décarbonisation des secteurs de l’énergie et des transports est sans doute aujourd’hui le principal moteur économique de l’industrie. »

Expérience professionnelle

Il a débuté sa carrière dans le génie civil en tant que chef de projet en France, en Martinique et en Australie. Par la suite, il devient directeur général d’une filiale au Venezuela. En 1992, il crée une filale pour Dalkia en Allemagne (chauffage urbain, cogénération et partenariats) et représente Véolia en Thaïlande. En 2000, il a ouvert le bureau commercial d’Endesa en France pour profiter de la libéralisation du marché de détail. A partir de 2006, en tant que responsable du développement chez Endesa France, il a dirigé le plan d’Endesa pour la production à cycle combiné gaz en France et a simultanément développé le portefeuille éolien et photovoltaïque de la Snet. Philippe Boulanger a ensuite travaillé pendant 3 ans au siège d’E.ON pour coordonner les activités de l’entreprise en France. Il a été fortement impliqué dans le projet français de renouvellement de la concession hydroélectrique. En tant que Senior Vice President – Project Director chez Solvay Energy Services d’avril 2012 à février 2014, il était en charge des projets de déploiement H2/Power to gas et d’accès direct au marché européen. Philippe est un expert pour HES depuis 2014.

Formation

Philippe Boulanger est ingénieur diplômé de l’Ecole Polytechnique et de l’Ecole Nationale des Ponts & Chaussées (France) et possède une expérience combinée de plus de 25 ans en énergie et infrastructures. En plus de l’anglais, M. Boulanger parle couramment le français, l’allemand et l’espagnol.

Philippe Boulanger

Electricity Expert

HES-Philippe-Boulanger
« Le monde est en train de changer. De nouveaux investisseurs accordent une attention particulière au secteur de l’énergie alors que les acteurs historiques adaptent leur position sur le marché. »

Expérience professionnelle

Antonio a commencé sa carrière dans le secteur de l’électricité en 1991 en tant que membre de l’équipe du directeur général de Sevillana de Electricidad (Espagne). En 1997, il était responsable de la réglementation commerciale chez Endesa Distribution. En 2000, il rejoint le département M&A européen d’Endesa. Il a été nommé CEO d’Endesa Power Trading Ltd en 2003. En 2004, il devient Directeur de la gestion de l’énergie de la SNET (France) et en 2008, il est nommé Directeur Général de cette société. En 2009, il a occupé le poste de Directeur du Développement Entreprise d’E.ON France. En 2011, il a fondé Haya Energy Solutions (HES), une société de conseil qui aide les entreprises à optimiser leur chaîne de valeur : de la définition de la stratégie aux opérations quotidiennes, en s’appuyant sur une solide expérience et une bonne compréhension de l’industrie de l’énergie. De 2015 à 2018, Antonio a été Président de Celest qui opère 2 CCGT françaises (420MW chacune), détenues par KKR. Fin 2018, il rejoint Asterion Industrial Partners, un fonds d’investissement dédié aux infrastructures, en tant que partenaire opérationnel.

Formation

Ingénieur industriel de l’Ecole Supérieure d’Ingénieurs de Séville (Espagne) et titulaire d’un MBA de Deusto (Espagne).

Antonio Haya

CEO