L’impulsion en a été donnée à grande échelle, dans les mois suivant l’accident de Fukushima, avec la décision allemande d’arrêter le nucléaire. Ce fut le coup d’arrêt de la phase d’investissement excessif des « utilities » européennes traditionnelles, dont l’enthousiasme avait déjà été bien douché par la crise des subprimes et la fin des allocations gratuites de CO2. Par la suite, E.on a décidé d’arrêter le thermique conventionnel, Engie d’en terminer avec son modèle centralisé et fondé sur le gaz pour se tourner vers de plus petits projets d’innovation, Enel de revendre pour 1,5 milliards d’euros d’actifs…
Un big-bang monumental qui n’a pas tardé à attirer de nouveaux acteurs, dont les fonds d’investissements en infrastructures. De MIRA (MacQuarie Infrastructure and Real Assets) et GIP à First State Investment en passant par Allianz, Ardian ou Antin, entre autres, le marché européen de l’énergie est au centre de toutes les attentions de la part des fonds.
Depuis, le mouvement s’accélère avec l’entrée en lice des pétroliers, qui affichent un appétit de trou noir pour les autres énergies du vieux continent. La galaxie de l’énergie européenne se remodèle à marche forcée, avec ses étoiles montantes et ses zones d’ombres, pour trouver un nouvel équilibre des forces et une nouvelle répartition de la valeur.
L’émergence de nouveaux titans de l’énergie en France et en Europe ?
Emblématique de cette accélération du changement, l’appétit insatiable de Total, qui affiche ses ambitions de devenir un fournisseur d’électricité majeur, et dont la production CCGT grandit continuellement : au cours des deux dernières années, le groupe pétrolier a acquis le fournisseur d’électricité Lampiris, le fabricant de batteries Saft, Direct Energie (2 CCGT d’environ 400MW chacune et 550 MW de renouvelables, plus 2400 MW de projets) et son portefeuille de clients en fourniture, Celest (2 CCGT d’environ 410MW chacune), Uniper France (2 CCGT d’environ 420 MW chacune, en cours de validation) plus le portefeuille GNL amont d’Engie – devenant au passage le 2ème acteur mondial du secteur GNL !… Série toujours en cours, puisque le groupe affiche un objectif de 10 GW de capacités d’ici 2025.
Et le pétrolier français ne fait figure pas exception : l’anglais BP se tourne également vers l’électricité et est déjà propriétaire du réseau leader de recharge de véhicules électriques au Royaume Uni. Le groupe Repsol applique une stratégie similaire en Espagne, et Shell affiche un budget de 2 milliards de dollars pour les nouvelles énergies, dont 80% pour l’électricité. Si les sommes restent modestes en regard des budgets d’investissement de ces mastodontes, l’ambition est énorme : devenir leader d’un secteur connexe, en misant sur le gaz, les énergies renouvelables et les nouvelles technologies.
Le changement de paradigme : l’énergie devient un service.
Est-ce oublier un peu vite les majors du secteur de l’électricité et du gaz en Europe ? Sans doute. Celles-ci ne se sont pas éteintes : elles se font plus discrètes pour se réorganiser et mieux opérer leur mue. E.on, RWE, Engie et leurs pairs réorientent leurs efforts vers les renouvelables et les services. En se désengageant de leurs activités historiques, elles reconstituent des liquidités qu’elles comptent bien lancer dans la bataille pour conquérir des parts de ces nouveaux marchés. EdF même, bien que dans une situation moins favorable, avance ses pions avec son compteur Linky et ses efforts de développement de batteries, smart grid et nouveaux services.
C’est peut-être le mot-clef de ce grand chambardement : dans l’énergie, la dimension de « commodités » s’efface derrière celle de « services ». La génération d’électricité fait face aux incertitudes d’un marché en mutation (du modèle « energy only » au marché de capacité ou aux contrats pour différence). Les technologies numériques et la tendance à une production d’énergie plus durable imposent le passage d’un modèle régulé, vertical et centralisé et à un modèle distribué et connecté horizontalement. En contrepoint, les services, qu’il s’agisse du modèle de Délégation de Services Publics (DSP) ou de celui de contrats de maintenance et/ou opération, affichent des visibilités et une belle croissance tractée par la reprise de l’économie.
L’attrait des nouveaux investisseurs pour ce secteur est également tangible. La curée a d’ailleurs commencé, les fonds ne ménageant pas leurs efforts pour avoir leur part du gâteau et les enchères grimpant comme on a pu le voir lors des récents changements d’actionnaire de Coriance, IDEX ou encore Certinergy, Alpiq engineering services et Proxiserve. Et L’intérêt des fonds pour les services n’est pas seulement de se rapprocher du client final pour bénéficier de la révolution en cours. Après une époque de chute continuelle des taux d’intérêt qui transformait en or tout investissement, les fonds d’infrastructure recherchent à présent des moyens d’ajouter de la valeur. Ils sont en train de se muer en partenaires, participant à la fois à la gestion de la complexité de l’activité et aux choix stratégiques de croissance.
L’énergie peut-elle n’être que services et renouvelables ?
A l’heure où la production carbonée est passée sous silence, la question mérite d’être posée. Un exemple récent jette une lumière crue sur ce point : lors de son désengagement de la production conventionnelle en France, le groupe Uniper a conclu in fine la reprise de ses centrales au gaz françaises par Total… et la reprise des actifs charbon d’Uniper France par EPH, le groupe du milliardaire Tchèque Daniel Kretinsky, qui semble vouloir se faire une spécialité de la reprise d’actifs « sales ». Les groupes de Gardanne et Saint-Avold doivent pourtant fermer en 2022, mais le scénario « Négawatt » en Europe est encore loin…
Un paradoxe de plus dans un marché continental qui se réorganise en ordre dispersé, et où subsiste encore plus de questions que de réponses : quid du marché energy only ? Le marché de capacité est-il une solution acceptable comme seule source de rémunération des producteurs conventionnels ? Dans quel maillon de la chaine se concentrera la valeur ? Quel niveau de prix pour le système de quotas d’émission carbone (EU-ETS) dans un système largement décarboné ? Quel niveau de capacités conventionnelles est nécessaire pour contrebalancer le renouvelable fatal ? etc.
Pour tirer parti des opportunités dans cet univers en réorganisation rapide, il est crucial pour les organisations d’être à la fois agiles dans leurs stratégies et précises dans leurs décisions : choisir les bons repères, évaluer correctement la rentabilité et les risques des investissements, et surtout ne pas se laisser entraîner par la frénésie ambiante à surestimer la nouveauté ou enterrer les énergies « conventionnelles » trop tôt (cf. notre article sur le renouveau du charbon).
La course à la taille critique n’a pas fini de faire des victimes…
Jean-Charles Bissié
