SYNTHÈSE VENDREDI 5 AVRIL 2013 PAVILLON GABRIEL, PARIS

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1 SYNTHÈSE VENDREDI 5 AVRIL 2013 PAVILLON GABRIEL, PARIS

2 F O R U M E N E R G I E Mix, Formation des prix, Optimiser les consommations Comment négocier aux meilleures conditions? Plénière Introductive : Le marché européen de l énergie Vers un marché unique de l énergie en Europe? Les contours du marché? Quelle sécurité d approvisionnement? Quelle compétitivité européenne du prix de l énergie? Jean-François Conil-Lacoste Président du directoire EPEX SPOT Agnès Thibault Chef de l équipe Politique énergétique & observatoire des marchés de l électricité, du gaz, du charbon et du pétrole EUROPEENNE Hervé Mignon Directeur économie prospective et transparence RTE COMMISSION PREMIER CERCLE Va-t-on vers un authentique marché unique de l énergie? Quels en seraient les contours? De quelle sécurité d approvisionnement et de quelle compétitivité serait-il le garant? Agnès Thibault J exerce ma fonction au sein de la DG Energie de la Commission Européenne, à l unité de coordination des politiques énergétiques et d observatoire des marchés. Celle-ci produit tous les trimestres un rapport sur les marchés de l électricité et du gaz, qui est consultable en ligne 1. La Commission a publié une communication sur le marché intérieur de l énergie, afin de dresser une sorte de bilan de son fonctionnement 2 et des aspects qui demeurent à améliorer. On peut évoquer des éléments rassurants, dans la mesure où les prémisses d un marché européen de l énergie sont perceptibles sur les marchés de gros du gaz et de l électricité. Toutefois, du chemin reste à parcourir pour que le consommateur final bénéficie des effets de la transformation à l œuvre. Pour atteindre notre but commun, nous avons besoin de davantage d investissements et d infrastructures. L émergence d un marché concurrentiel du gaz aux côtés du marché des contrats de long terme De plus en plus de pays disposent de places de marché de gaz fonctionnelles. Elles opèrent comme le ferait n importe quel autre marché de commodité. À l heure actuelle, le marché britannique est le plus important, dans la mesure où il représente en taille les marchés cumulés de la France, des Pays-Bas, de la Belgique, l Italie, l Autriche et l Allemagne. Une nette convergence des prix est observable sur l ensemble de ces marchés nationaux, qui ont tous connu un pic spectaculaire au moment de la vague de froid de février Fin 2012, l écart n était plus que d 1 euro par Mwh entre le prix le plus bas et le prix le plus élevé constatés sur les marchés auxquels il vient d être fait référence. En définitive, un marché des contrats de long terme d approvisionnement en gaz, indexés sur le pétrole, coexiste avec des marchés compétitifs. Il semblerait que la taille des deux types de marchés soit comparable. Ainsi Gazprom a accepté de renégocier une partie de ses contrats de long terme et d aligner ses prix sur les prix spots d acheteurs européens majeurs, notamment d Europe de l Ouest. Ces derniers ont su faire jouer la concurrence avec le gaz provenant de Norvège. Au deuxième trimestre 2012, le niveau des exportations de gaz norvégiennes dans l Union Européenne était comparable à celui des exportations russes. Du reste, la Norvège a

3 également accepté de renégocier la moitié de ses contrats de long terme pour en aligner le prix sur les prix spots. Un constat émerge : ce sont les marchés de gaz les plus ouverts qui bénéficient des tarifs les plus bas. La diversité des sources d approvisionnement est évidement essentielle. L Europe de l Est dépend de GAZPROM, ce qui a évidemment une conséquence sur le prix. Une Europe de l électricité encore fragmentée Les marchés de l électricité sont bien mieux couplés qu auparavant et font apparaître une liquidité intéressante. Rappelons que 17 Etats membres fonctionnent via des marchés couplés. En l occurrence, le taux de liquidité est passé de 29 % en 2005 à 45 % en Si l on examine l évolution comparée des prix, en Europe, sur les marchés du gaz, de l électricité et du pétrole, on relève que le prix de l électricité est dépendant de celui des autres commodités. Cela dit, il a bien moins augmenté que ceux du pétrole, du gaz et du charbon sur la période de référence On relève en effet : + 14 % pour le pétrole, + 10 % pour le gaz, + 8 % pour le charbon et +3,4 % pour l électricité. Plusieurs hypothèses sont évoquées pour expliquer une incontestable divergence : - une baisse de la demande et de la consommation par rapport aux capacités de production existantes ; - une intégration des marchés (on a observé une baisse du prix du charbon en fin d année 2012) ; - probablement un accroissement de la part de l électricité renouvelable, qui semble avoir dorénavant un impact sur les prix de gros de l électricité. Il n existe toutefois pas que des motifs de satisfaction. Il suffit, pour s en persuader, de considérer les prix de détail pour les consommateurs et pour les entreprises. Force est de constater que le prix de l électricité facturée aux ménages varie considérablement d un pays à l autre. Le poids des taxes peut aller jusqu à 50 % du prix final (c est le cas au Danemark). Les fiscalités sont très variables. Ce sont elles qui servent à financer les politiques de l énergie, dont le soutien au développement des renouvelables. Malgré tout, l homogénéité croissante du marché qui se dessine profite davantage aux entreprises qu aux ménages. Schématiquement, en Europe, on peut distinguer trois types de pays : - ceux où le prix de l électricité est réglementé (la France en fait partie, même si elle a annoncé sa sortie progressive de ce régime) ; - ceux où le prix n est régulé que pour les ménages ; - ceux où le prix n est pas réglementé. La Commission a fait part de sa volonté de supprimer les prix réglementés. Ceci s explique par plusieurs considérations : - dans certaines zones de l Europe, les prix réglementés sont nettement en dessous du prix du marché, ce qui pénalise les entreprises du secteur et les contribuables ; - les prix ne reflètent plus les coûts de production, ce qui adresse un mauvais signal aux investisseurs en capacités. En novembre, la Commission a donc demandé aux États membres de retirer progressivement les systèmes de prix réglementés. Dans certains cas des procédures d infraction sont ouvertes. L état de l Union de l énergie Naturellement, pour disposer d un marché unifié, encore faut-il que les infrastructures le permettent. L état des interconnections gazières est loin de permettre une circulation du gaz dans les États membres. De fait, le prix du gaz est supérieur dans une grande partie de l Europe de l Est à celui consenti par les acheteurs d Europe occidentale. L un des axes de la politique de la Commission Européenne consiste à favoriser les investissements dans les infrastructures. Comme chacun le sait, l important budget dédié a été revu à la baisse. Il est actuellement en discussion au Parlement Européen. La diversification des sources d approvisionnement doit contribuer à réduire le désavantage compétitif européen par rapport à ce que la révolution du gaz de schiste a permis aux États-Unis. C est à partir de 2008 que les prix américains ont baissé pour ne représenter à peine plus que la moitié du prix du gaz importé en Allemagne en En 5 ans, les États-Unis sont devenus exportateurs de charbon à destination de l Europe et, de fait, on perçoit la réutilisation du charbon dans la production d électricité de certains pays de l Union. Ce n était pas là, le souhait principal d une politique cherchant à favoriser la décarbonisation de l énergie. Des directives ont donc été adoptées afin de normer les installations de combustion. Le marché intérieur unifié apparaît en définitive comme le meilleur gage d une réduction du désavantage compétitif par rapport aux États-Unis. Le débat sur l augmentation de la production, non seulement à partir des sources d énergies renouvelables, mais encore en mobilisant les réserves de gaz de schiste présentes en Europe, est dans tous les esprits. Il va de soi qu il est impératif de bien réfléchir à leurs conditions d exploitation. Un autre enjeu réside dans l accroissement de l efficacité énergétique. En conclusion, il n est pas exagéré d affirmer que le marché européen de l énergie devient une réalité. Les acheteurs ont davantage de choix. 14 entreprises commercialisant du gaz interviennent dans au moins 3 États membres. Dans plus de 20 États membres, le consommateur a le choix entre au moins 3 fournisseurs de gaz ou d électricité. Le recours systématique aux contrats de long terme recule. Les progrès réalisés ces dernières années ne sauraient occulter le fait que beaucoup reste à faire. La France, par exemple, est appelée à faire des efforts pour sortir d un régime réglementé de tarifs de gaz et d électricité. L une des recommandations qui lui a été adressée est de davantage ouvrir à la concurrence ses concessions d hydroélectricité. Aujourd hui, le ratio de consommateurs finaux opérant un switch de fournisseurs reste faible, sauf au Royaume-Uni, en Irlande ou en République Tchèque par exemple. À l est, des pays demeurent isolés, ce qui signifie une dépendance à 100 % de GAZPROM. Normalement, les lignes directrices de la Commission en matière d aides publiques au secteur de l énergie seront publiées d ici l été. Elles sont relatives au soutien aux renouvelables et aux aides aux marchés de capacité. 2

4 Par ailleurs, la DG concurrence travaille à la réforme des aides d État dans les champs de l environnement et de l énergie, afin d en réduire l ampleur. En Espagne, les aides publiques au développement des sources renouvelables ont contribué à l aggravation du déficit public. Si les technologies deviennent matures, il n y a plus lieu de les subventionner autant qu auparavant. Un livre vert paraitra sur le «cap 2030», c'est-à-dire sur la politique de l énergie qui prendra le relais des «trois fois 20». La donne a changé, mais la logique de progression vers une économie de moins en moins carbonée est évidemment maintenue. Comment l évolution des marchés européens est-elle perçue par des gestionnaires de réseau? Le réseau : un service Hervé Mignon L évolution du secteur concerne bien entendu RTE en tant que gestionnaire d infrastructures et d accompagnant du design du marché. RTE est le plus important gestionnaire de réseau européen, avec 45 interconnexions à d autres réseaux. Sur le plan économique, le réseau est assimilable à un outil de compétitivité. Physiquement, il correspond à un ensemble de câbles, de pylônes, de dispositifs d intelligence embarquée et de systèmes sophistiqués de gestion en temps réel. Chacun sait que l électricité ne se stocke pas ou, disons, extrêmement mal. Cela dit, un réseau correspond à un ensemble de services. Il apporte au consommateur final la possibilité de disposer de l électricité produite à moindre coût. Sans réseau, on ne peut imaginer ni échange, ni mise en concurrence. Le service économique rendu est substantiel, tant pour les consommateurs directement reliés que pour ceux qui le sont indirectement. De plus, le service a un impact sur la qualité (réduction des coupures) et la sécurité de l approvisionnement. Quelles sont les composantes du prix de l électricité en France? On peut schématiquement distinguer la rémunération de la fourniture, celle de la distribution, la TVA, la CSPE, diverses taxes et le transport. Notons qu en 2012, pour la première fois, le coût du transport a représenté la plus petite composante du coût total, soit 8,2 % de la facture du client domestique. Il y a lieu de penser que cet ordre de grandeur devrait être maintenu dans les années à venir. Surtout, la qualité de fourniture a atteint des records en 2011 et Celle-ci se quantifie en temps de coupure équivalent. Rappelons que les coûts induits par une coupure ne sont pas ceux de l électricité qui n est temporairement pas acheminée. En réalité, ils sont près de 200 fois supérieurs. Les industriels savent bien que l accumulation de coupures et de microcoupures est un danger pour leur compétitivité. Comment adopter une stratégie de positionnement des réseaux? L Allemagne a lancé Énergie 22. En France, on parle de transition énergétique. D autres pays évoquent des mutations. Une chose est certaine : de nouveaux mix de production émergent. Ils sont synonymes de renouvellement de la répartition géographique des moyens de production d électricité. En d autres termes, certain d entre eux sont désormais localisés dans des zones historiquement peu desservies par les axes majeurs des réseaux de transport. Il se pose donc un problème de rééquilibrage. Prenons l exemple qui nous est offert outre-rhin. Les nouveaux moyens de production éoliens sont concentrés en règle générale près de la mer du Nord, où ils y sont acceptés. En revanche, les zones de consommation se trouvent plutôt en Allemagne du Sud, là où se trouvent quantité de sites industriels. L un des enjeux du plan Énergie 22 est la mise en relation des zones de production et des zones de consommation. Quelles que soient les incitations à opérer avec davantage de sources d énergie renouvelable, si l infrastructure de transport est insuffisante, il est inévitable que la production soit bridée. Il n est donc pas surprenant de voir la communauté économique allemande se mobiliser en faveur de nouvelles infrastructures, dans le but de renforcer le réseau. Accroître les moyens de production sans modifier le réseau est un non-sens économique. En France également, le développement du réseau économique constitue un enjeu, sans doute pas de la même ampleur, qu en Allemagne. Le ministre allemand de l économie a fait adopter une loi par le Bundestag et le Bundesrat afin de réduire les délais des procédures d aménagement de 10 à 4 ans. Une mutation dictée par la localisation des sources d énergie renouvelable Sur les deux dernières années (2011 et 2012), plus de 70 % des capacités installées en Europe sont des capacités de production d énergies renouvelables. Or, le photovoltaïque et l éolien modifient le mode de fonctionnement du système électrique, à la maille européenne comme à la maille française. D après l EWEA, plus de 16 GW de capacités photovoltaïques ont été installées en un an, principalement en Italie et en Allemagne, pour 12 GW de capacités éoliennes. Les énergies renouvelables n occupent plus une place marginale mais sont désormais le moteur de la transformation du système énergétique. RTE est membre de l association européenne des gestionnaires de réseaux d électricité (ENTSO-E), qui constitue un forum d échange sur les interconnexions et sur l intégration des nouvelles formes de production. Le but commun est de mieux mettre en relation les producteurs et les consommateurs, la production des énergies du futur tendant à être plus décentralisée qu auparavant. La production éolienne et photovoltaïque allemande change la donne au niveau des flux constatés au niveau de la frontière francoallemande. Lorsqu il fait soleil en Allemagne tout particulièrement en Bavière le sens du flux d électricité entre la France et l Allemagne s inverse. Ces dix dernières années, le nombre de fois où ce flux s est inversé a doublé. La constitution d un parc de 20 à 30 GW de production photovoltaïque outre-rhin a des conséquences majeures sur le système électrique européen. L ensemble des pays voisins de l Allemagne peut le constater. La décentralisation, l autoconsommation locale, appellent des changements dans le réseau. 33

5 Quand le prix de l électricité devient négatif Comment décrire le logiciel du marché? Rappelons que RTE est chargé d une mission de garantie de la sécurité d approvisionnement électrique et de la qualité de cet approvisionnement, tout en mettant en œuvre des outils de marché. Pendant la semaine de Noël 2012, un événement a mérité l attention : durant un court moment, le prix de l électricité en France a été négatif. Le phénomène s explique par une moindre consommation industrielle au moment des fêtes de fin d année. Ainsi, les prix allemands se sont retrouvés négatifs. Une question devient inévitable, le logiciel du marché donne-t-il les bons signaux économiques? L exploitation du gaz de schiste a des effets sur la production de lignite ou de charbon. Les effets de la crise n épargnent naturellement pas les marchés de l énergie. De fait, des formes d énergie sont subventionnées, ce qui contribue à ce que des prix négatifs apparaissent transitoirement. Les signaux sont-ils de nature à développer les outils de flexibilité et de stockage? Nous sommes immergés dans un paradoxe avec des indications de fermetures de sites de production pourtant reconnus nécessaires au maintien de la qualité de l approvisionnement dont bénéficient les clients en France et en Europe. L effet structurant des marchés spot Comment la bourse européenne de l énergie perçoit-elle l intégration des marchés? Jean-François Conil-Lacoste La contradiction est patente entre la volonté communautaire d intégrer les marchés nationaux dans un marché unique et les politiques souveraines des États membres. Ces derniers ont résolu de subventionner massivement les énergies renouvelables et de les faire passer en priorité sur le réseau et, partant, sur la bourse. La confrontation de l offre et de la demande d électricité a abouti à la formation de prix négatifs. Ces derniers signifient que les centrales thermiques, doivent payer pour ne pas arrêter leur production, au lieu de recevoir un paiement pour leur fourniture d électricité. Les prix négatifs sont des révélateurs des contradictions du design des marchés européens. En d autres termes, ils constituent le signal d une imperfection. Si nous n avions que des tarifs de marché, nous ne pourrions pas ajuster le système. Force est de constater que celui-ci évolue à tâtons. Peu à peu, nous construisons le moins mauvais design européen de marché. Une bourse poursuit trois objectifs : - concourir à la compétitivité de l Europe sur le secteur énergétique ; - contribuer à abaisser le prix de l énergie ; - renforcer la sécurité d approvisionnement. On peut désormais ajouter un quatrième but : participer à la lutte contre le réchauffement climatique. Naturellement, il existe des politiques nationales s appuyant sur des tarifs et des taxes. Révéler un prix de marché permet de situer les acteurs privés et publics de prendre des décisions de manière responsable. L une des missions essentielles de la bourse est la fixation de prix de gros de référence. Quelle que soient les politiques environnementales, elles organisent le croisement d une offre et d une demande. Cette fonction évidente revêt une importance toute particulière compte tenu des très grandes difficultés de stockage de l électricité. Le couplage des marchés participe à la sécurité des réseaux. Il aide leurs gestionnaires à réaliser leur programmation. Considérons le cas de la France et de l Allemagne. Leurs mix énergétiques sont complémentaires, quoique contradictoires. En 2008, une bourse franco-allemande a été créée : la bourse EPEX SPOT. Cette société résolument européenne, basée à Paris, possède un actionnariat à 50 % français et à 50 % allemand. Son périmètre couvre également l Autriche, la Suisse, la Hongrie et d autres pays. EPEX SPOT sert à présent de modèle au Japon, qui a lancé une profonde réforme de son secteur de l électricité à la suite du drame de Fukushima. Ce pays mise désormais sur un schéma «européen» de séparation de la production et de la distribution. Cette séparation crée de facto une fonction de négoce, sur des marchés de gros. Celle-ci conduit à une fonction boursière. EPEX SPOT s intéresse aujourd hui à une nouvelle fonction économique : la mise en place d outils de gestion des risques des acteurs. À l heure actuelle, le marché spot est la pierre angulaire du dispositif mis en place pour l électricité. La bourse spot travaille en étroite collaboration avec les gestionnaires de réseau. Rappelons qu il y a une quinzaine d années il n existait pas de bourse spot. C est cette bourse qui a généré de la liquidité sur le marché en apportant les outils d un couplage plus efficace des espaces économiques. La place EPEX SPOT anime plusieurs marchés. Le marché day ahead, dont l échelle d enchère est de 12 heures pour le centre-ouest de l Europe détermine des prix et des volumes d équilibre sur 24 heures. Ce marché représente 90 à 95 % des échanges ; Le marché infrajournalier, sorte de marché supplémentaire a été rendu nécessaire, entre autres, par l essor des énergies renouvelables. C est aussi un marché spot, qui représente 5 à 10 % des volumes échangés, mais il a vocation à grandir. On voit qu un design européen se met en place à partir de ces logiques de marché. Au-delà de ces deux marchés spots, il existe un marché d ajustement par lequel les gestionnaires de réseau puisent dans leurs réserves : primaire, secondaire et tertiaire. Le but est d équilibrer le réseau dans les meilleures conditions économiques possibles. Il existe également un marché à terme servant à la couverture de risques à une échelle d un mois, de deux mois ou même d une ou plusieurs années. Toujours est-il que ce sont les marchés spot qui animent l achat et la vente d électricité en Europe. 4

6 Qui sont les acheteurs et les vendeurs? Ce sont les 203 grossistes du marché, les gestionnaires de réseau lorsqu ils ont l obligation de donner la priorité à l énergie renouvelable, les Stadtwerke, les entreprises et naturellement les fournisseurs d énergie. Les marchés spots représentent un succès au sens où ils ont considérablement augmenté la liquidité. Que représentent les échanges réalisés sur EPEX SPOT en volumes? Les chiffres descriptifs de ces échanges sont les suivants : TWh pour l Allemagne, soit 41% de la consommation nationale (avec une prépondérance de l électricité d origine renouvelable) ; - 17 TWh en Suisse, soit 18 % de la consommation nationale ; - 61 TWh en France ou 13 % seulement de la consommation nationale compte tenu de l existence des tarifs réglementés. Au total, 339 TWh ont été échangés en 2012, en étroite liaison avec les gestionnaires de réseau. Il existe aussi un marché dérivé EEW Power Derivatives - dont les volumes sont très importants. En définitive, la bourse s est imposée grâce à la qualité de son service, comparé au marché de gré à gré. Même en France, ou le marché est de taille réduite, la bourse spot représente 75 % des volumes traités sur le marché de gros. Le prix du marché français sert de référence : - à RTE, pour le règlement des écarts - au marché dérivé, pour le calcul des contrats à terme Il existe également un prix de référence européen : Phelix. Un prix européen de l électricité en 2014 : dernière ligne droite? L intégration du marché européen est indéniablement en marche, mais de façon quasi clandestine, ou, du moins, loin des regards du grand public. Nous travaillons à animer au mieux l offre et la demande sur un territoire de plus en plus interconnecté. La directive européenne relative à la gestion des interconnections a apporté les guidelines nécessaires. Le renforcement des interconnexions ne saurait, toutefois, pallier l absence de politique énergétique commune. Il va de soi que les États restent souverains dans le choix de leur politique énergétique. Les gestionnaires de réseau travaillent à fluidifier les échanges aux frontières dans le but d éviter les congestions ou la constitution de goulets d étranglement. De nouvelles méthodes ont pu émerger grâce aux bourses spot. Chaque matin, les gestionnaires de réseau disposent de données relatives à l électricité disponible échangeable aux frontières. Ces données sont injectées dans les carnets d ordres des bourses jusqu à épuisement des capacités, en vue de la formation d un prix unique. On crée ainsi une sorte d euro de l électricité. Le dispositif de market coupling intègre les ordres et évite donc des ventes séparées. Surtout, il implique une utilisation des capacités du réseau à 100 %, là où elle n était, il y a quelques années, que de 20 à 30 %. En 2003, le couplage des marchés de France, de Belgique et des Pays-Bas a été décidé. Le dispositif a été étendu à l Allemagne, pour se muer en un vaste projet «Centre-Ouest Europe». Trois années et demie de travail ont été nécessaires pour lancer ce projet en On peut parler aujourd hui d une convergence des prix réalisée à moitié. Actuellement, nous œuvrons à l extension du périmètre de couplage à la Scandinavie, aux Pays Baltes et à l ensemble de la Grande- Bretagne. Rappelons que l ambition est de lancer un marché paneuropéen de l électricité en La France a longtemps eu le sentiment d être une île électrique, grâce au nucléaire. On parlait volontiers «d indépendance énergétique de la France». Désormais, en Europe, on doit parler d interdépendance énergétique. L Europe est désormais l échelle énergétique pertinente. Elle est devenue un grand corps énergétique. Le couplage nord-ouest Europe sera lancé en 2013 si les tests sont suffisamment probants et illustrera ce principe. Le market design est un travail de longues années. Il a été exécuté par les gestionnaires de réseau et par la bourse spot, de concert avec la Commission Européenne et les régulateurs nationaux. La bourse spot a la responsabilité de livrer le prix de référence. On n imagine plus aujourd hui de ne pas en disposer. Pourtant, nous faisons face à une complexité croissance en termes informatiques, contractuels et algorithmiques. Nous simplifierons progressivement les interfaces, car nous avons pour obligation de nous appuyer sur les systèmes les plus robustes possibles. Désormais les enjeux sur les frontières interconnectées sont de plusieurs centaines de millions d euros. La prochaine étape est celle de la péninsule ibérique, pour laquelle nous sommes au début des procédures de test. Les étapes suivantes seront l extension du système à l Europe de l est puis du centre/sud. Un couplage entre la République Tchèque, la Hongrie et la Slovaquie est susceptible d être étendu à la Pologne. Nous voulons un fixing coordonné sur l ensemble de l Europe en Peut-être n atteindrons-nous que 80 % de cet objectif, toujours est-il qu un mouvement décisif est à l œuvre. L initiative PCR («price coupling of regions») est dynamisée par le fonctionnement des bourses spot. Lorsque les transactions transfrontalières seront optimisées, nous pourrons espérer une plateforme infrajournalière intégrée pour l ensemble de l Europe. Il s agira d en choisir le logiciel, et d ajuster le nouveau dispositif paneuropéen. Ce sera la tâche des gestionnaires de réseau. L avènement de la plateforme européenne sera accompagnée de framework guidelines, c'est-à-dire de règles de fonctionnement de la version finale du logiciel européen d échange d électricité. Dans l état actuel des choses, le design conçu dans les années 2000 a été quelque peu altéré par l essor frénétique des énergies renouvelables. Le marché révèle les contradictions de la situation qui est la nôtre. Nous devons adapter nos outils pour capitaliser sur une flexibilité qui n a, malgré tout, fait que s accroître. 55

7 Un participant Quel a été l impact des prix négatifs sur les marchés de capacités? Hervé Mignon On l a dit, les prix négatifs sont des révélateurs. Quelle logique d efficacité est-elle à l œuvre en présence d un tel signal? Un market design doit être compatible avec les modes de production et de consommation existants. Le problème est celui du mode d équilibrage. Parfois, l équilibrage peut s opérer sur la puissance. En France, on peut songer aux contraintes des vagues de froid et de la localisation des points de consommation hivernale. Dans d autres pays, le problème de l équilibrage met en jeu l exposition à des aléas climatiques d ensoleillement et d intensité du vent. L équilibrage appelle souvent, la mobilisation de sources complémentaires. Le marché de capacités en France, les réserves de secours en Allemagne constituent des moyens d adaptation à une réalité physique que nous ne saurions nier. Un autre mode d ajustement consiste à recourir à des effacements de puissance. Jean-François Conil-Lacoste Le marché de capacités est un sujet dont on débat en France, à l heure actuelle. Sa vocation est de rémunérer suffisamment les outils de production au moment de pics de consommation. Aujourd hui, il ne faut pas se leurrer, il n est pas économiquement viable. Les outils de réponse à la demande de pointe sont insuffisamment rémunérés. C est pourquoi le couplage des marchés dans le cadre d une coordination renforcée des politiques énergétique en Europe, importe au plus haut point. La solution est là. Il est nécessaire que les administrations compétentes se parlent. Depuis le renforcement du couplage des marchés, on observe de moins en moins souvent des prix négatifs. Quels éléments seront de nature à préciser le market design européen? Agnès Thibault Un marché européen de l énergie est en train de voir le jour, ce qui est rassurant, même si les États membres conservent leur compétence en matière de détermination du mix énergétique. L augmentation de la part des énergies renouvelables dans le mix est générale. Elle va de 10 % du total de la production à Malte à 50 % en Suède. Détenir pour les États membres, une compétence de détermination du mix énergétique ne signifie pas avoir une souveraineté totale. La politique énergétique communautaire émerge. L obligation d ouvrir les marchés est là. Les entreprises énergétiques profitent de l ouverture des marchés des États membres, tandis qu à l inverse, les marchés français restent concentrés. Notons, au plan communautaire, que le «paquet infrastructures» constitue une authentique avancée. Les normes administratives évoluent heureusement. Une durée de 10 ans pour construire une nouvelle infrastructure est en effet surréaliste. La discussion est ouverte sur les marchés de capacités. Les États membres pourront, ou non, subventionner leur marché de capacités en fonction de leurs impératifs de gestion des risques. La Commission peut travailler à une réponse communautaire si un risque de capacité substantiel est mis en évidence. 6

8 La formation des prix et l impact des nouvelles techniques d achat sur les prix Comment et à partir de quoi est constitué un prix pour un fournisseur? L impact du trading sur les prix? Jean-François Daubonne Directeur commercial GAS NATURAL FENOSA Raymond Leban Directeur Economie Tarifs et Prix EDF COMMERCE Emmanuel Rodriguez Head of Energy ARCELOR MITTAL Des arbitrages entre des enjeux de sécurité à moyen terme et la recherche opportunités sur les marchés spots Quel est l impact des techniques d achat sur les prix? Comment les stratégies d achat s adaptent-elles à l évolution des marchés et des paramètres réglementaires? Quels sont notamment les risques et les opportunités sur le marché spot? Emmanuel Rodriguez Comment profiter des opportunités de marché? Par exemple, à un moment où les prix de l électricité sont négatifs, il faudrait consommer davantage. Cette prescription n est toutefois pas simple à mettre en œuvre. Si l on veut profiter des fluctuations de n importe quel marché, le principe de base est de faire preuve de réactivité. À environnement constant, il existe des leviers simples à actionner. Ils peuvent l être avec une bonne organisation industrielle, qui ouvre la possibilité, par exemple, de profiter d un apport excessif d énergie sur le marché. La question fondamentale de toute stratégie d achat est la suivante : accepte-t-on d être exposé au risque de fluctuation du marché de court terme. La vision d ARCELOR MITTAL se veut pragmatique, c'est-à-dire déterminée en fonction des caractéristiques de chaque pays. Parfois, il importe de sécuriser une partie de son approvisionnement à très long terme, pour compléter la structuration de ses achats sur les marchés spots. Il convient donc d arbitrer entre sécurité de moyen terme et recherche d opportunités de court terme. Depuis 2 ans, force est de constater qu il existe une prime au court terme : 42 euros en moyenne contre 56 euros sur le marché forward en Allemagne. Il est vrai qu en Allemagne, l arrêt du nucléaire a tiré les prix vers le haut. Cependant, la recherche d une prime au court terme peut s avérer difficile à gérer. Une stratégie appropriée cherchera à concilier sécurisation et ouverture aux opportunités. Les moments où le prix de l électricité sera négatif ne seront pas si rares dans les années à venir. Il convient de le prendre en considération. En définitive, la stratégie consiste à : - sécuriser un pourcentage donné de son approvisionnement à l avance ; - profiter des opportunités ; - minimiser les risques au moyen d une démarche industrielle et organisationnelle de nature à générer beaucoup de valeur (des actions concrètes et simples sont à déterminer en fonction de son profil d exposition). Les évolutions réglementaires et l apparition d un marché de capacités d effacement constituent deux domaines dans lesquels il importe d agir en amont des changements. Les grands consommateurs doivent faire entendre leur voix : on conçoit mal que des décisions d ampleur soient prises sans eux. Il leur appartient d être actifs tant en amont qu en aval des arbitrages qui aboutissent à une réglementation. On ne soulignera jamais assez que les acheteurs ont besoin de stabilité et de visibilité. La première directive relative à l électricité est parue en ans après, il n existe pas de marché unifié en Europe. Tous les ans, nous constatons des changements réglementaires. Des pays clés la France, l Allemagne, l Espagne ont revue en profondeur leur législation ces dernières années. Que veut-on construire au juste? Les pays de l Union sont souverains dans la détermination de leurs mix énergétiques. Veut-on un prix unique? Pour le moment, il n existe pas. Que signifie l affirmation selon laquelle nous serions à un prix intégré à 50 % en France, en Allemagne et dans le Benelux? Si l on examine le début de l année 2013, on s aperçoit que le nombre de jours où ces pays ont partagé le même prix de l électricité est minime. La question du dessein d ensemble est posée, et l Europe doit prendre garde à ne pas surajouter sans cesse des éléments de politique énergétique, sans cohérence d ensemble. La complexité nuit à la compétitivité. Les industriels ont à s adapter à un environnement mouvant, dans chaque pays majeur de l Union. Aucun pays n est dans une situation identique à celle de son voisin. Les gros consommateurs d électricité composent avec une quinzaine de réalités singulières. Cet état de fait n est pas près de finir. Or, les industriels veulent optimiser leurs coûts, dans chaque point de consommation, à législation et environnements constants. Tissons un cadre cohérent et cessons d ajouter sans cesse un nouvel élément de politique à ceux qui existent déjà. Les producteurs comme les consommateurs doivent élaborer sereinement leurs stratégies. Par exemple, un industriel doit définir des enjeux de marché de court terme, des enjeux de moyen terme, et une démarche d optimisation de son efficacité énergétique. Les calculs des acteurs ne peuvent faire sens qu à contexte constant. 7

9 Quel est le bénéfice escompté des revirements incessants auxquels on assiste depuis des années? Tirons les conséquences du fait qu une politique n a pas abouti au bout de 16 ans : ayons le courage de nous contenter d optimiser l existant. Des pays peuvent opérer du pooling ou du balancing. Les gains actuellement permis par le système peuvent être partagés, sans laisser systématiquement la valeur au fournisseur. Selon les pays, les systèmes de coûts de balancing sont plus ou moins pénalisants et plus ou moins indicateurs. Certains systèmes procèdent uniquement par pénalités. D autres fonctionnent à l incitation et ce sont de loin les meilleurs pour l intraday. En tout état de cause, il n y aura d optimisation substantielle des stratégies que dans un cadre stable. Si le changement reste continuel, il sera très difficile de conserver des repères fiables. Un développement des marchés européens de gaz au détriment des stocks Compte tenu des événements qui ont affecté le marché gazier en 2012, que peut-on envisager dans le proche avenir? Jean-François Daubonne GAS NATURAL FENOSA est le premier opérateur gazier en Espagne et le troisième opérateur de la commercialisation d électricité. Ses activités sont ramifiées en Europe et, également, en Amérique Latine. Comment un fournisseur de gaz peut-il évoquer la constitution des prix? Tout d abord, il aide ses clients à construire leurs prix, dans une période caractérisée par des changements majeurs. La part du Brent dans les approvisionnements de long terme des opérateurs gaziers a quelque peu baissé de 2011 à On tend à acheter du gaz sur le long terme, ce qui se comprend aisément : lorsque les producteurs de gaz investissent des milliards dans leurs appareils de production, ils veulent avoir la certitude de vendre sur des durées très longues. Le Brent a vocation à demeurer un driver majeur pour longtemps. Les contrats à long terme sont prédominants dans un contexte global de hausse de la consommation gazière. L année dernière, celle-ci s est accrue de 2,5 %, portée par la Chine (+ 13 %). En Europe, on a enregistré une baisse en raison de la crise. En 2012, ENI, GDF SUEZ, E.ON, POWEO, WINGAS, GAS NATURAL, et beaucoup d autres, ont renégocié leurs contrats de long terme avec GAZPROM, STATOIL, SONATRACH ET GASTERRA principalement. D autre part, les opérateurs gaziers, en diversifiant leurs achats, opèrent un arbitrage entre sécurité de long terme et flexibilisation via des contrats de court terme sur les marchés. Tout dépend de la part de consommation que l on peut gérer aisément. En France, un acheteur sorti du périmètre du tarif réglementé aura une formule prenant en compte le marché HUB à hauteur de 35 %. Ce ratio était auparavant de 10 à 15 %. Il importe surtout de relever que les vendeurs de gaz ne veulent pas adosser la totalité de leurs ventes à un marché HUB volatil. Ils sont désireux de bénéficier d une visibilité dans la durée. Pour cette raison, le Brent restera un déterminant dans les années à venir, même si globalement, la tendance est à réduire sa part dans l approvisionnement gazier. Le ratio a baissé de 80 à 60 % en 2012, si l on considère le contenu des contrats de long terme. De plus en plus d opérateurs du marché achètent sur les HUBs le gaz qu ils revendent ensuite à leurs clients. Si le comportement de recourir au marché était systématique, il n est nullement certain que les HUBs (même le NBP) puissent absorber la demande. Nous tendons vers une limite au-delà de laquelle un recours accru au marché de gaz aboutirait à une très forte volatilité. Il n est de l intérêt de personne d opérer dans l instabilité. L utilisation des capacités de stockage n a jamais été aussi basse en Europe. Actuellement, moins du quart des capacités européennes sont utilisées. Concrètement, lorsque l on ne dispose pas de stocks, on se tourne vers le marché pour acheter du gaz. Plus les prix seront attractifs, plus il y aura de protagonistes, et plus la volatilité des prix risquera de s accroître. Prenons l exemple de la problématique anglaise actuelle. En raison de la vague de froid, de problèmes d approvisionnement avec la Norvège et de la «fuite» du GNL, les prix ont nettement augmenté sur le NBP. La tension s est étendue au TTF et au Zeebrugge. Le PEG nord français a été relativement épargné. Le marché français est, pour l instant, relativement peu affecté par les tensions sur le marché anglais, qui est très dépendant de quelques installations de production. Au demeurant, on perçoit la montée des interdépendances. Les caractéristiques du marché de gaz en France Le marché du GNL appelle plusieurs commentaires. Le prix est de 8 à 9 euros/mwh aux États-Unis, il est de 26 à 28 euros/mwh en Europe. Il atteint de 45 à 52 euros/mwh en Asie. Le contexte gazier y est celui de l après-fukushima, alors que la demande chinoise reste très soutenue (en croissance de près de 13 % par an). Compte tenu de ces données globales, il n est pas surprenant que la part du GNL ait chuté en France de 30 % en 2011 à 20 % en Aucun retournement de situation ne semble possible avant , période à partir de laquelle les États-Unis devraient exporter du GNL. En 2016, du GNL australien devrait s exporter principalement vers l Asie, ce qui aura normalement pour effet de détendre le marché européen. À l heure actuelle, les Hubs sont intéressants du point de vue des opérateurs gaziers : pour les achats de court terme, ceux-ci privilégient les Hubs fluides. Ainsi, en France le PEG Nord est moins risqué que le PEG Sud. Pour se prémunir des effets de pics de prix, il est conseillé de recourir à des services (swaps). Ces derniers peuvent s avérer bien utiles pour passer des périodes relativement critiques. 8

10 Les acheteurs, qui ne sont pas des traders de gaz, ont tout intérêt à rechercher des conseils avisés. Il n est pas recommandé de recourir systématiquement aux Hub sans couverture limitant les risques de marché. En France, les contraintes sont très fortes sur la zone sud. Une partie de l alimentation traditionnelle via le terminal méthanier de Fos-sur-Mer est détournée vers l Asie. Cette zone sud est de surcroît caractérisée par la moindre utilisation du stockage. On peut donc aisément comprendre que le différentiel atteigne 4 euros du MW/h entre la zone nord et la zone sud. Il est toutefois possible de minimiser, en France, le risque d écart de prix. Le spread a vocation à rester durable, car nous n attendons aucun événement de nature à bouleverser l équilibre nord/sud dans les années à venir. GRT GAZ met en place des enchères, qui vont devenir le mécanisme principal de fixation des volumes et prix des capacités nord/sud. La situation doit perdurer jusqu en 2018, année qui verra la jonction des zones PEG Nord et PEG Sud pour constituer un seul PEG français sans doute très attractif. Dans l état actuel des choses, des opérateurs tels que GAS NATURAL FENOSA savent faire monter du GNL d Espagne vers la zone sud de la France. En tout état de cause, un acheteur de cette zone a tout intérêt à recourir à une consolidation adossée au Brent, afin de bénéficier de prix stables, plutôt que de choisir un contrat Hub assorti d un swap important. Globalement, en France, on conseille le Hub du PEG Nord dans une logique de court terme, plutôt que le TTF. Il est préférable d éviter un Hub dont les prix de marché ne sont pas libellés en euros, comme le Zeebrugge. Il n est pas possible de prédire les mouvements à venir sur le marché gazier. Pourtant, de ces mouvements dépendent l arbitrage entre recours aux Hubs et indexation de long terme sur le Brent. Logiquement, les opérateurs gaziers optent pour une stratégie de 50/50, dans le but de bénéficier d effets de flexibilité et d effets de sécurité. Le marché de l électricité est inséparable des politiques énergétiques Compte tenu des déterminants du prix de l électricité, comment son marché est-il appelé à évoluer? Raymond Leban Le marché français est caractérisé par la persistance de tarifs réglementés de vente. Ils sont intégrés, au sens où ils incluent la rémunération du fournisseur, un paiement au titre de l acheminement et des taxes. La fin des tarifs jaune et vert est prévue pour la fin Ils seront remplacés par des offres de marché et la concurrence pourra jouer. Les tarifs bleus qui resteront en place seront construits par empilement de coûts. Actuellement, la construction des prix s appuie sur l ARENH, qui représente plus de 80 % de la courbe de charge et qui correspond au nucléaire historique. Le coût de la fourniture en France avoisine les 43 euros/mwh. Lorsqu il construit ses offres libres sur le marché, EDF intègre ce coût du sourcing et des mark-ups de risques (aléas de volumes, aléas industriels, etc.). Ensuite, il convient d inclure le prix de l acheminement et, naturellement, les taxes. Les industriels électro-intensifs clients d EDF s acquittent d un prix qui est très largement déterminé par des variables régulées. La constitution du prix payé par les électro-intensifs en France et en Allemagne est différente : en effet, le coût de la fourniture est cost based en France, alors qu il est market-based en Allemagne. Le prix français intègre, outre le coût de la fourniture, la TURPE, la CSPE et diverses taxes. Il existe un surcoût traduisant le développement des énergies renouvelables. La légitimité de la politique conduite n est pas à remettre en cause, mais le signal envoyé sur le marché est de moins en moins informatif. Si l on cumule les facteurs additionnels, le prix de marché perd son sens et on doit en ternir compte. Songeons, par exemple, aux opportunités actuelles de rentabilisation d un cycle combiné à gaz. Actuellement, il est à peine envisageable d en couvrir les coûts variables. Que fera-t-on si des besoins de capacité surgissent? Le marché de l électricité n est pas séparable du champ de la politique énergétique. Cette affirmation vaut pour l ensemble des pays de l Union. L exemple des prix relatifs payés par les clients non électro-intensifs en France et en Allemagne est digne d intérêt. On note que les prix allemands sont 43 % supérieurs aux prix français. On voit clairement que, pour ce type de clientèle, un marché dirigé par l ARENH et donc par le nucléaire est attractif. L avantage compétitif est évident. On devrait le retrouver sur les segments de clientèle des électro-intensifs, d autant que l équivalent de la CSPE en Allemagne est plus élevé en raison de la politique de soutien aux énergies renouvelables menée outre-rhin. Or, les industriels électro-intensifs y paient leur électricité moins cher, en raison d un mécanisme d exonération. Pour les très gros clients, le coût d accès au réseau est quasiment nul en Allemagne. Toutes les politiques sont légitimes. Cependant, il n est pas judicieux de vouloir intégrer des situations quand les mécanismes de formation des prix sont divergents. Un industriel électro-intensif achète le MW/h 43 euros en Allemagne, plus ou moins 3 euros, tandis qu il le paie aussi 43 euros en France, mais plus ou moins 6 à 10 euros. Le marché joue en Allemagne, là où l ARENH stabilise en France. Nous verrons de quelle façon les équilibres vont évoluer dans les années à venir. Emmanuel Rodriguez Les prix vont baisser. 9

11 Raymond Leban Des investissements majeurs, dans le contexte d après Fukushima, sont à consentir sur le parc historique du nucléaire, pour qu il reste compétitif. C est pourquoi on voit mal comment l ARENH pourrait baisser. La question de l homogénéité de l action énergétique en Europe est posée. On pourrait souhaiter, par exemple, une harmonisation des aides et exonérations aux électro-intensifs. Les incertitudes sur les prix sont majeures, mais la tendance paraît être à la hausse. En France, la CSPE avoisine les 13,5 euros par MW/h. On peut estimer qu elle va s accroître jusqu à 20 euros en raison de la politique de soutien de la production d énergies renouvelables. On ne voit pas pourquoi il en irait autrement en Allemagne. Une question est, au demeurant, posée : pourquoi les consommateurs sont-ils les seuls à financer les énergies renouvelables? L assiette du financement pourrait être élargie. Par ailleurs, la CRE prévoit une hausse du TURPE (de 0,5 à 1,5 %), compte tenu des besoins de modernisation du réseau. D une manière générale, il n apparaît pas possible de financer l effort d investissement d EDF en arrimant l ARENH à un dispositif tel que le TARTAM. La Commission Européenne a affirmé que des tarifs inférieurs au prix de marché étaient assimilables à une forme d aide d État. Immanquablement, l ARENH va évoluer vers les prix de marché. Emmanuel Rodriguez Ne pensons pas à tort que l électricité française est la moins chère d Europe. Il appartient à la DGEC et à la CRE de déterminer quel est le bon niveau de prix comparatif entre la France et l Allemagne. De notre point de vue, des progrès ont été réalisés. Toutefois il manque un élément : une authentique mécanique d interruptibilité ou d effacement. Elle est essentielle en Europe du sud ou en Allemagne. La rémunération de l effacement y est très supérieure à celle qui prévaut en France. La compétitivité est la résultante d une série de composantes et il convient de n en oublier aucune. EDF va étaler ses investissements, ce qui devrait faire baisser l ARENH. Le débat sur le prix de l électricité nucléaire est vaste. La fourchette de prix évoqués va de 32 à 54 euros! Benoît Pouzieux Au sujet de la mise en enchères sur la zone sud française, GRT GAZ organise une concertation pour recueillir des propositions, le régulateur ayant décidé quelles règles il fallait appliquer. GRT GAZ est neutre et n a pas formellement pris l initiative de la décision d organiser des enchères en zone sud. Un participant En principe, si le couplage des places de marchés européennes progresse, la volatilité de chaque place de marché considéré individuellement doit être réduite. Les fournisseurs peuvent donc réduire l ampleur du recours aux contrats de long terme. Jean-François Daubonne La constitution d un Hub gazier d Europe de l Ouest serait effectivement de nature à limiter la volatilité. Cela dit, les contraintes matérielles de la jonction des zones nord et sud sont très complexes. La jonction coûte plusieurs centaines de millions d euros. Emmanuel Rodriguez L interconnexion fait jouer des effets de marché. Récemment, les fournisseurs espagnols ont tous exporté en Asie leur GNL et, de ce fait, le PEG Sud s est trouvé siphonné. Gardons à l esprit ce que les interconnexions permettent de réaliser. Jean-François Daubonne En effet, en l occurrence l interconnexion a contribué à faire redescendre le gaz vers l Espagne. Le phénomène est toutefois limité compte tenu de la teneur des contrats de long terme. Nous n en sommes pas à inverser les flux du nord vers le sud, de manière à faire redescendre le gaz vers l Espagne pour qu il y soit vendu plus cher, par le biais de tel procédé ou de tel autre. Raymond Leban Le chemin est long jusqu à la fusion des zones gazières nord et sud. Il n est pas aisé d exercer le métier de gazier dans le sud, en ce moment. 10

12 Comment optimiser sa consommation au delà des prix? Opportunités, usage et performances des différentes sources d approvisionnement? Comment construire son mix énergétique? Renouvelables et effacement Maxime Dauby President SMART GRID ENERGY Jean Lalo Directeur Achat COLAS Benoit Pouzieux Chef du service grands comptes GRTGAZ Les gros consommateurs : entre gestion des coûts et recherche de services d efficacité énergétique associés à la fourniture Yves le Goff Quels sont les enjeux de l optimisation de la consommation pour un groupe de l importance de COLAS? Jean Lalo La division route de COLAS représente 80 % de notre activité qui, globalement, génère 13 milliards d euros sur les 5 continents. La France représente environ la moitié de ce volume. D autres filiales de COLAS commercialisent des produits de sécurité routière ou d étanchéité des bâtiments. L isolation est un paramètre clé de la performance énergétique des bâtiments. Mentionnons encore COLAS RAIL, important opérateur de maintenance des voies ferrées. Il va de soi que l énergie est un poste de dépense crucial pour un groupe verticalement intégré comme le nôtre. Les travaux routiers de grande ampleur consomment des explosifs et de l électricité. Cumulée, leur consommation représente 200 GWh pour toute la France. Nous allons prochainement émettre un appel d offres pour une quantité d 1,2 TWh de gaz. Observons que nous opérons environ 200 centrales à enrobés. Celles-ci ont pour fonction de mélanger du bitume avec des cailloux, à une température de 180. Jusqu à récemment, les centrales enrobées consommaient du fuel lourd. Depuis 4 ans, notre groupe réalise un switch au profit du gaz naturel. Celui-ci est désormais la ressource majoritaire. Pour l ensemble des centrales à enrobés, la consommation avoisine les 600 GW. De plus, COLAS a racheté une raffinerie à bitume opérée précédemment par BP et TOTAL. 500 GWh auparavant consommés sous la forme de fuel, le seront désormais sous la forme de gaz naturel. Pour notre groupe, l efficacité énergétique constitue un enjeu majeur. Nous avons en effet, lancé un programme de réduction de 15 % de notre facture énergétique à l horizon Nous travaillons à organiser un effacement de la consommation de nos carrières, ce qui implique la maîtrise du décalage de certaines opérations. La contrainte énergétique nous contraint à davantage de sobriété dans nos comportements de consommation. Nous déplorons le fait qu EDF ne nous permette pas d optimiser notre contrat au mieux. Alors que nous avons un partenariat avec ce fournisseur en vue de vérifier les puissances utilisées, voire de les réduire, il n est pas permis de revoir certains termes à la baisse. Pourtant, par notre politique d optimisation, nous avons sensiblement réduit des paramètres de notre contrat. Nous travaillons à notre effacement, par exemple à travers une opération en Bretagne. De notre point de vue, l effacement est un enjeu humain et organisationnel majeur : on ne concentre pas l utilisation de notre appareil sur les périodes de consommation les plus intéressantes sans jouer sur de multiples facteurs humains. Nous tâchons désormais d utiliser des compteurs intelligents. Nous avons à ce sujet une discussion avec GRTGAZ en vue de comparer les données que l opérateur recueille avec les nôtres. Nous sommes également présents sur le terrain des énergies renouvelables, en installant des panneaux de captation d énergie solaire dans certains pays. D une manière générale nous attendons beaucoup des conseils en efficacité énergétique. En l occurrence, nous demandons à ce que des services d efficacité énergétique soient incorporés dans notre contrat d approvisionnement en gaz. Par exemple, nous disposons d une très bonne connaissance du pilotage des brûleurs et nous comptons bien en bénéficier. Très logiquement, nous aspirons à disposer de courbes de consommation horaire. À ce titre, au sujet des points 10 minutes, il est révoltant de voir certains opérateurs profiter de la courbe de charge pour des prix déraisonnables. Ces points 10 minutes doivent être offerts à tout le monde. On voit mal quelle est la légitimité à les récupérer gratuitement d ERDF pour les facturer en aval. Une pluralité de formules d approvisionnement de gaz Yves le Goff Quel commentaire peut apporter GRTGAZ au point de vue qui vient d être exprimé par un important consommateur? Que peut-on lui offrir concrètement? Benoît Pouzieux GRTGAZ opère le réseau de transport sur les 4 cinquièmes du territoire français, TIGF couvrant le sud ouest. La fonction du réseau de transport est d acheminer et de transporter le gaz à l intention des points de consommation et de gérer les interfaces avec les infrastructures voisines, qui sont celles des pays voisin de la France. GRTGAZ n a pas de conseil à produire en matière d optimisation des prix, la séparation des activités issue de la dérégulation le cantonnant à un périmètre d intervention bien déterminé. Deux dimensions appellent toutefois commentaire : - l accès au marché de gros aux acteurs souhaitant diversifier leur fourniture ; - la conversion du fuel lourd vers le gaz naturel. 11

13 Quel intérêt le marché de gros présente-t-il du point de vue des acheteurs encore livrés sur site? Actuellement 24 fournisseurs livrent les sites raccordés au réseau. Pourtant, force est de constater que le marché s est transformé. La concurrence met aux prises 60 à 70 acteurs et non uniquement 24. Ce sont exactement 88 intervenants qui sont actifs au niveau des PEG. Un acheteur a intérêt à acquérir son gaz là où la compétition entre offreurs est la plus intense. À la demande des consommateurs industriels et en concertation avec eux, nous avons élaboré différents schémas d approvisionnement. Il appartient à chacun de retenir l option la plus en phase avec sa stratégie d achat, à sa recherche de diversification, de flexibilité, etc. L un des premiers arbitrages à rendre consiste à diversifier, ou pas, la provenance de la fourniture. N avoir qu un fournisseur livrant l intégralité de la consommation peut présenter des avantages. Symétriquement, la diversification a les siens. Pour tirer partie de cette dernière option, il faut aller vers le marché de gros c'est-à-dire vers les PEG. Ensuite, il convient de déterminer les modalités d acheminement jusqu au site de l acheteur. Soit celui-ci confiera cet acheminement à un tiers, soit il s en chargera lui-même. Lorsque la prestation d acheminement est déléguée, l expéditeur d équilibre se charge de faire acheminer les bandeaux du PEG jusqu au site acheteur par GRTGAZ, qui complète l écart entre ce qui est consommé et ce qui a été acheté sur le PEG. Un acheteur peut choisir d acheminer la quantité acquise au PEG sur son site, pourvu de mécanismes de stockage pour faire le lien entre l achat en amont et la consommation en aval. GRTGAZ a donné des noms aux formules auxquelles un acheteur peut souscrire : «Intégrale», «Active» et «Solo». Dans la formule «Intégrale», l acheteur choisit un seul fournisseur qui le livre sur site. À l opposé du spectre, dans la formule «Solo», il a accès à une pluralité de fournisseurs sur le PEG et prend lui-même en charge l acheminement du gaz acheté jusqu à son site. Actuellement, un quart des sites raccordés au réseau de transport ont choisi de se fournir partiellement sur le marché de gros. GRTGAZ conseille les acheteurs sur le choix de leur mode d approvisionnement en gaz. En réalité, tout dépend de l implication opérationnelle dont ces derniers veulent faire preuve. On doit démystifier, de ce point de vue, les contraintes opérationnelles. Le schéma dans lequel un expéditeur d équilibre assure l acheminement entre le PEG et le site client tend à se démocratiser. Il est particulièrement intéressant pour les consommateurs dits intermédiaires. Ajoutons qu il est possible de mutualiser les approvisionnements et les achats sur plusieurs sites. Les clients qui ont souscrit à une formule «Active» ont une consommation annuelle moyenne inférieure à 300 GWh par site. De plus en plus de consommateurs trouvent une flexibilité que ne leur offraient pas les contrats les liant à un seul fournisseur. Il est donc tentant de comparer plusieurs propositions de fournisseurs pour gagner quelques pourcents, d autant que le gaz est plutôt compétitif par rapport aux autres énergies. C est donc logiquement que l on observe fréquemment des conversions du fuel lourd vers le gaz naturel. L efficacité énergétique est désormais considérée comme un facteur de compétitivité. Les procédés gaz, dans notre industrie, ont des rendements relativement élevés. Ne perdons pas de vue que, fin 2012, la nouvelle directive européenne rendant obligatoire des audits énergétiques va paraître. Il faut y voir une authentique opportunité d amélioration de ses process et de diminution du coût de son poste énergie. Sur le plan réglementaire, les normes relatives à la qualité de l air vont se durcir (prohibition du dioxyde de soufre, prohibition des poussières, réduction de la libération de NOx). L usage d un certain nombre de combustibles va être fortement contraint. Compte tenu de la nouvelle donne qui se dessine, le positionnement du gaz naturel apparaît très bon. Plutôt que d investir dans un dispositif de traitement des fumées de rejet de la combustion du fuel lourd, il est préférable d opter pour une conversion au profit du gaz naturel. On peut tabler en effet sur un triplement du montant de la taxation des émissions de soufre. Certes, l un des inconvénients du gaz naturel réside dans le fait qu il est émetteur de CO 2. En relatif, il est toutefois 30 % moins émetteur que le fuel lourd. Par ailleurs, le biométhane arrive sur les réseaux. Deux mises en service d installations vont être réalisées cette année. GRTGAZ prévoit une première injection de biométhane l année prochaine. En fin de compte, les sites industriels vont devoir mener une réflexion d achat couplée à une réflexion technique. Jean Lalo En matière d émission de CO 2, des brûleurs de méthane mal réglés sont à l origine d un niveau de rejet inacceptable. Benoît Pouzieux Nous avons réalisé une simulation de conversion sur une chaudière à vapeur d une capacité de 10t/h. L ordre de grandeur d économies réalisées par le passage du fuel lourd au gaz naturel est de 33 %. Gardons à l esprit l idée qu à l avenir la gestion de l approvisionnement ira de pair avec le développement d usages performants et efficaces énergétiquement. Une valeur de l effacement de plus en plus évidente Yves le Goff SMART GRID ENERGY représente une nouvelle classe d acteurs sur le marché énergétique. Maxime Dauby Notre groupe est une jeune entreprise innovante, fondée en 2011, qui gère 280 MW sur une quarantaine de sites consommateurs d électricité. Ces derniers représentent une puissance allant de 1 à 100 MW. Le premier exercice de SMART GRID ENERGY a fait apparaître un chiffre d affaires de 4 millions d euros. 12

14 Quel est notre métier? Nous sommes un opérateur d effacement qui s attache à identifier et à moduler des capacités d effacement. Celles-ci sont mises en œuvre pour être achetées par les demandeurs que sont les fournisseurs et les gestionnaires de réseau. Dans la logique qui est la nôtre, le consommateur se trouve rémunéré en échange de sa capacité à flexibiliser sa consommation. Selon les raisonnements traditionnels, il semble y avoir là quelque paradoxe. Toujours est-il que la modulation de la consommation possède une authentique valeur économique. C est cette valeur que nous exploitons. Elle s explique par la quasi-impossibilité de stocker l électricité. Moins une marchandise est stockable, plus la flexibilité de sa consommation importe. Rappelons que le coût de production de l électricité est croissant avec l intensité de sa consommation. En d autres termes, le dernier kw produit coûte bien plus cher à produire que le premier. Nous sommes immergés dans un contexte où la valeur de l effacement tend à être de plus en plus mise en évidence. Les effacements génèrent des externalités positives au sens où ils permettent une meilleure exploitation des infrastructures existantes. Il est intéressant et significatif de voir les pouvoirs publics chercher à quantifier la valeur des effacements cumulés. SMART GRID ENERGY a pour méthode d étudier les courbes de consommation (les points 10 minutes). Jean Lalo Nous attendons d ailleurs que la CRE intervienne pour changer la donne, s agissant de la disponibilité et de l utilisation de ces courbes de points 10 minutes. Maxime Dauby A partir de ces courbes, on identifie effectivement les gisements d effacement. Le facteur humain nous apparaît comme bien plus déterminant que l application des technologies de smart grids. Une fois les gisements identifiés, on procède à des expérimentations. Les «manettes» à actionner peuvent être des outils très modernes (tablettes, smartphones). En règle générale, plus un site industriel est important, plus le nombre de leviers à actionner est faible. En effet, les sites majeurs sont en principe déjà équipés d appareils de modulation. C est sur les sites relativement modestes qu il faut instrumenter fréquemment, faute de centralisation des dispositifs de gestion de la ressource électrique. Après 3 mois d expérimentations, on passe en contractualisation. Un contrat rémunéré en échange d effacement est établi. À ce jour, plusieurs usines sont en effacement en France pour les besoins du réseau, compte tenu de la météorologie et d autres facteurs. Ainsi, RTE a équilibré le réseau en faisant appel non pas à des moyens de production auxiliaires mais a des opérateurs d effacement. SMART GRID ENERGY s efforce de simplifier le recours à l effacement. Selon le schéma retenu, nous appuyons sur le bouton d arrêt ou bien nous laissons à l industriel le soin de le faire. Une fois que l effacement est déclenché, nous contrôlons les opérations. En d autres termes, nous vérifions l effectivité de l effacement. Un rapport est transmis ensuite à l industriel qui a contracté. Notons que celui-ci doit consentir à un effort de formation majeur. Longtemps, le dogme était : «n arrêtez pas l usine». L effacement représente de ce point de vue un changement de paradigme. Le retour d informations à des fins pédagogiques est essentiel. La dernière étape est la plus intéressante, puisqu elle correspond à la facturation. Nous préparons nous-mêmes les bordereaux de facturation servant à notre rémunération. En définitive, beaucoup d industriels se posent des questions sur les contraintes administratives soulevées par l effacement. Nous sommes là pour les aider à les surmonter aisément. Un participant Que faire lorsque l on dispose d un contrat EJP? Doit-on changer de régime? Maxime Dauby Nous proposons des contrats d effacement à des clients en EJP, ou hors EJP. La possibilité est ouverte, mais les conditions ne sont pas identiques suivant les régimes considérés. 13

15 Les techniques d achat : quelles techniques d achats selon les industries? Pour quelle taille de structure? Les outils de gestion de l'énergie : bourse, gré à gré, produits dérivés, les groupements d achats Quelles contraintes? Quels outils? Quelles techniques? Serge Lescoat Associée INDAR ENERGY Patrick Mole Managing Director Global Markets SOCIETE GENERALE Sylvain Gomont Directeur général ALTERNA Il existe une multitude d outils de gestion du coût de son énergie. Nous avons évoqué les bourses. On doit de plus faire mention du marché de gré à gré ou de celui des produits dérivés. Quelles techniques et quelles méthodes recommander? Les acteurs bancaires doivent composer avec un renforcement à venir des contraintes réglementaires Patrick Mole Une banque n intervient que sur les prix de l énergie. Elle ne fournit pas de service physique. Du moins, la SOCIETE GENERALE n intervient pas sous cette forme, contrairement à certains de ses concurrents. Nous nous bornons à proposer des contrats destinés à recycler des risques de prix, adossés à des contrats énergétiques (ou de commercialisation d autres matières premières). Un contrat dérivé lie deux parties. Il peut se dénouer pas forcément physiquement, mais financièrement, à tout moment. Par conséquent, on doit être en mesure de calculer à tout moment la valeur de ce contrat. Rappelons qu historiquement, les premiers contrats dérivés étaient des contrats à terme adossés aux marchés agricoles, puis à ceux des métaux de base. Ainsi, le terme de 3 mois du premier contrat apparu adossé au cuivre représentait le délai d acheminement du métal du Chili à Londres. À partir de 1974, la volatilité des cours du pétrole a justifié le développement d instruments dédiés. En Europe, la dérégulation du marché du gaz a également appelé la couverture d une volatilité naissante. À l époque, logiquement, GAZ DE FRANCE s est intéressé à nos capacités de trading. Celles-ci complétaient ses capacités physiques. Une joint-venture a été formée : GASELYS. Celle-ci a été rachetée par GDF SUEZ. Depuis, la SOCIETE GENERALE a reconstitué ses capacités de trading. Il est toujours intéressant d être en mesure de fournir des protections sur un marché volatil, tant aux producteurs qu aux acheteurs. Les premiers sont demandeurs d une garantie de prix minimum. Symétriquement, le consommateur cherche à se protéger des effets des pics de prix. Les mêmes outils ne sont pas mobilisés dans toutes les situations. Une stratégie de protection s appuie sur : - les bourses sur les marchés organisés, qui ont le mérite de la transparence mais qui font intervenir des contrats extrêmement normés, des maturités standardisées ; elles impliquent un certain mode de gestion de la liquidité sur le marché et manquent sans doute de profondeur pour traiter des transactions très importantes ; - le marché de gré à gré (over the counter), dans lequel un contrat entre une contrepartie et la banque ouvre toute la gamme des possibilités de garantir un risque de prix ; la seule limite de la gamme contractuelle (cadre classique ISDA) réside dans la capacité de la banque à se protéger du risque de marché et à prendre le risque de crédit inhérent à l opération avec le client (on peut recourir à des credit support annex). On travaille avec deux catégories d instruments susceptibles de se combiner : - les swaps ; - les options. Avec un swap, on échange un prix variable contre un prix fixe. Disons que l on substitue deux catégories de prix. La substitution génère un risque de marché et un risque de contrepartie, dans les deux sens, car une banque peut faire faillite. Les options (d achat, de vente ou combinaison des deux) définissent un tunnel. Il importe de déterminer le hedging. Celui-ci peut être de type flux, les opérations étant encadrées par un contrat standard impliquant une activité régulière dans le but de lisser les prix. On peut également opter pour un hedging de type stratégique au sens où il engage sur des maturités beaucoup plus longues que le précédent, en fonction des visions industrielles. On peut par exemple chercher à sécuriser une partie du coût d un investissement majeur, d une unité de production. S agissant d une raffinerie, on cherchera à sécuriser une part de la marge de raffinage. Le contrat de gré à gré est évidemment adapté à ce genre d opérations. Dans cette logique, on aura recours à la capacité de structuration des banques, dans le cadre de contrats de gré à gré, afin de gérer par exemple des problématiques de stockage, de gestion de bilan associée, etc. L acheteur d énergie cherche en principe à se protéger contre un risque de prix. Dans le bilan de la banque, celui-ci se mue en risque de marché et en risque de crédit. Nous avons recours à des modèles d évaluation des risques. Ils retranscrivent le risque de marché en risque de contrepartie. Ils déterminent surtout quel montant global la banque peut prendre à partir de l analyse financière d un client. Avec un contrat de gré à gré, la banque n a pas besoin d avoir un appel de marge : une ligne est engagée, et peut entrer en compétition avec des lignes classiques d octroi de crédit aux entreprises. En principe, un contrat de gré à gré est adossé à des volumes importants. Les maturités traitées sont plus longues. Rappelons que les banques doivent composer avec de nouvelles contraintes réglementaires (Bâle III). De plus, la directive EMIR va contraindre les banques à passer de plus en plus d opérations via des chambres de compensation. Du collatéral devra être engagé, ce 14

16 qui ne sera pas sans poser des difficultés de gestion des appels de marge liés. Pour l instant, l environnement n est pas encore clarifié à ce sujet. Quant à Bâle III, le dispositif va contraindre les banques à mesurer les risques de contrepartie pris sur les clients en termes de CVA (credit variation adjustment). Cette sécurité doit contraindre les acteurs bancaires à bien mesurer le risque de crédit et la rentabilité des capitaux engagés. Toutefois, le coût des opérations a vocation à augmenter. Swaps : guide pratique Serge Lescoat INDAR ENERGY est conseil et courtier sur les marchés de l énergie depuis Aujourd hui, les consommateurs ont beaucoup de produits de swap à gérer dans leurs portefeuilles. Il importe de bien expliquer la notion de transformation de prix aux consommateurs de gaz. Un certain nombre de règles doivent être impérativement suivies. Il convient en outre de bien maîtriser les bases des opérations de swap, pour éviter les mauvaises surprises en cas de mouvement inopiné des marchés. Le spectre le plus redouté est celui de la hausse brutale des prix. Un swap est une opération financière. Notons qu aujourd hui, les fournisseurs de gaz offrent la possibilité de transformer un prix fixe ou variable, à la demande du client, au cours de son contrat. Cette opportunité est précieuse dans la mesure où elle n est pas d ordre financier. En effet, dans ce cas de figure, c est le fournisseur et non le client qui porte l opération financière aboutissant à une transformation de prix avec une banque. Par exemple le passage d un prix fixe à un prix flottant implique un deal entre le fournisseur de gaz et sa banque. L interface de transformation de prix est naturellement coûteuse. On doit en effet prendre en considération la marge de la banque et le risque encouru par le fournisseur. Quelle que soit la formule retenue, on demande que la personne décisionnaire soit avertie. Concrètement, les contrats comportent un additif, une annexe à signer. La personne signant la modification de prix doit être habilitée par la direction générale à procéder de la sorte. En effet, sa signature a des conséquences sur le compte d exploitation de son entreprise. Un swap n a de sens que pour une certaine taille, pour un volume minimal. Il est hors de question de réaliser un swap pour 1kW/h sur un an. Le dispositif ne fait sens que pour un groupe dont la consommation de gaz est relativement importante (minimum de 5MW sur 1 mois pour le marché, soit de à MWh). Le marché swap refuse les petits volumes. Quel mode de cotation s applique-t-il? Ayons à l esprit que sur les marchés, tout se passe par la parole. Le consommateur a besoin de conserver une trace écrite des opérations (courrier électronique, fax). Bien évidemment, il indiquera qu un prix l intéresse à un moment donné. Toujours est-il que la conservation d une trace écrite de l exécution d un ordre fait partie des fondamentaux de la gestion du risque. La trace écrite atteste de la réalité de l opération. Les pires problèmes qui surviennent dans les salles de marchés sont dus à des erreurs de confirmation ou de signature. En d autres termes, lorsque l on procède à des swaps, on doit systématiquement tout vérifier. On détectera ainsi par exemple une erreur dans la retranscription d un chiffre (transformation accidentelle de 5MW en 15MW ). L attention portée à la façon dont les ordres passent et sont confirmés est impérative pour s épargner une mauvaise surprise. Quel timing se donne-t-on pour décider du déclenchement d un swap? Si on se donne deux minutes au téléphone, le prix que proposera la contrepartie sera beaucoup plus serré que si l on demande une demi-heure, voire 3 heures. L opérateur de marché prendra en compte le risque de garantir un prix pendant ces heures durant lesquelles des mouvements de 10 à 15 centimes sur un prix peuvent se produire. En 2007, d importantes variations sur le marché du pétrole se sont répercutées sur le marché du gaz. Un prix peut être tenu pendant 2 ou 3 minutes, pas pendant une journée. Il est nécessaire de contraindre son timing et de disposer pendant ces minutes clés de l accès à la personne habilitée à signer l affaire. S agissant du gaz, on ne peut que recommander d aller vers un marché présentant une liquidité et une profondeur suffisantes. On ne parvient souvent pas à faire affaire sur les marchés exotiques. Une référence peut être digne intérêt, encore faut-il qu elle soit liquide. Les autorités ont choisi de prendre le TTF comme référence, ce qui a pénalisé le PEG nord. Le PEG sud-est, quant à lui, trop exotique. Nous attendons beaucoup d une harmonisation à venir en France. Un marché est actif et est devenu la référence en Europe continentale : le TTF. Il opère en euros par MW/h, ce qui évite tout risque de change. Sur des achats majeurs, il est recommandable d aller vers des références TTF. Pour les références PEG, mieux vaut retenir des références de court terme, car le marché est alors suffisamment profond. On peut appréhender les prix flottants au moyen de prix «expandés», c'est-à-dire que l on connaît le prix du mois qui vient avant qu il commence. Ainsi, le coût de la ressource gazière est connu pour le mois à venir. Si, a contrario, on se base sur un mécanisme qui fonctionne ex-post, on conserve une incertitude sur le coût du gaz. On peut ainsi se trouver en situation délicate. Récemment, nous avons connu des fluctuations majeures sur les cours du gaz. Ceux qui ont opéré suivant un mécanisme en «day-head» ont vu gonfler leur facture de manière spectaculaire. L intérêt des swaps réside dans une optimisation de son contrat. Il est impératif de s adosser à un dispositif de stop loss. Il permet de rester dans un couloir de pertes acceptables. Sur un marché, il importe de savoir agir froidement pour poser un niveau de pertes maximal acceptable et le réaliser sans aller au-delà. Lorsque l on a recours à des procédés de transformation de prix, on doit suivre le marché très finement. On s adjoindra des conseils et des modèles pertinents. Les observateurs informés s intéressent à ce qui se passe hors d Europe, pour donner l information la plus précise sur les mouvements des marchés européens. Par exemple, chacun sait que l évolution du prix du GNL au Japon pèse sur notre 15

17 environnement de marché. Compte tenu du différentiel de prix entre l Europe et le Japon, il est bien compréhensible que les méthaniers préfèrent livrer ce dernier pays. Aucune information n est à rejeter lorsqu il s agit de se forger une représentation valide des marchés. Le contexte de marché est actuellement déterminé par la situation japonaise et par la vague de froid que nous avons récemment traversée. Il a été précédemment question de l allocation du risque de contrepartie par le banquier. Aujourd hui, un consommateur doit également surveiller son propre risque de contrepartie. En d autres termes, un fournisseur a-t-il les moyens de se porter garant des opérations dans lesquelles il est engagé? En principe, il va de soi que l on a affaire à des sociétés de grande taille. Encore faut-il le vérifier. On ne saurait trop recommander de prêter la plus grande attention aux contreparties, aux fonds propres des fournisseurs. Il peut arriver qu une filiale avance un prix sans avoir les moyens de garantir une transaction. En tant que conseil, il nous est arrivé de recommander de requérir une garantie de la maison mère, autrement plus prestigieuse que sa filiale. Bâle III est au centre de nombreuses discussions comme, d une manière générale, les dispositifs à venir d accroissement de la surveillance et de la transparence des marchés. À l heure actuelle, les transactions impliquant des biens physiques ne sont pas inclues dans les opérations financières. Or, le législateur européen souhaite que tout acteur conseillant des modifications de prix devienne, à terme, conseiller financier. Faisons attention à cette évolution portant sur les classes d acteurs, dans un paysage énergétique qui bouge beaucoup et sur lequel nous avons besoin de visibilité. Pour le moment, nous devons composer avec une loi par an en France. La tendance au groupement d achats est perceptible. Quel conseil de groupement peut-on offrir aujourd'hui? Vers la constitution de groupements pour mieux capter les opportunités de marché Sylvain Gomont ALTERNA peut être décrit comme un nouvel entrant, dans la mesure où ce fournisseur d électricité et de gaz est apparu en Pourtant, il peut être aussi qualifié d acteur historique dans la mesure où le groupe a été constitué par une trentaine d entreprises locales d énergie (ELD) qui se sont organisées en 2005 pour agir de concert sur le marché français. Rappelons que les ELD ont une expérience ancienne du terrain français, car elles ont fréquemment été à l initiative d extensions de réseau, en règle générale à la demande de communes. À partir des années 2000, elles ont accumulé une expertise des marchés, même si elles avaient des clients et des contrats auparavant. Nous pouvons être décrits comme un acteur disposant de la capacité à émettre des offres à l intention d un segment de clientèle bien particulier, n incluant pas en principe les gros industriels. Nous nous intéressons tout particulièrement aux groupements de PME, PMI, petits clients professionnels, voire particuliers. Ces derniers seront en effet amenés à grouper leurs commandes, dans la perspective de la future disparition des tarifs réglementés jaune et vert. Il va de soi que les groupements d achats sont actifs de longue date. On peut citer le consortium d industriels partageant des intérêts communs EXCELTIUM. D une manière générale, dans le secteur public comme dans le secteur privé, on observe que des entités parfois hétérogènes se regroupent pour mutualiser la compétence achat. De fait, le Code des marchés publics prévoit la possibilité de grouper des commandes, en désignant un membre du groupement comme coordonnateur et animateur des négociations. C est ce membre qui met en œuvre le contrat cadre destiné à profiter à tous les autres. Fréquemment, des syndicats intercommunaux lancent des appels d offres de fourniture de gaz ou d électricité. On mentionnera tout particulièrement dans la sphère publique, ces syndicats ou encore les agglomérations ou communautés d agglomération. Des sites unitaires faiblement consommateurs agglomérés peuvent avoir accès à des tarifs de fourniture avantageux. L intérêt du groupement est de ce point de vue évident, d autant que même des TPE ou des PME sans aucun lien entre elles peuvent s appuyer sur une compétence de négociation dont elles n auraient jamais pu bénéficier autrement. Il est impératif de prêter la plus grande attention aux profils que l on associe. L effet volume joue assez peu. Le négociateur fait plutôt jouer l effet de regroupement de profils de charge similaires. Il faut veiller à ce qu aucun membre du groupement ne soit lésé en raison de l hétérogénéité de son profil par rapport à celui des autres. Il faut donc analyser les profils site par site, pour éviter qu un acteur soit perdant. Même si les prix de l électricité tendent à baisser, les tarifs réglementés ne peuvent pas systématiquement être concurrencés par les offres de marché. Il convient de créer des lots offrant la possibilité de basculer d un régime à l autre. Dans la mesure où des sites peuvent avoir intérêt à rester dans le périmètre des offres réglementées, il est nécessaire d y veiller lors de la constitution des groupements. En principe, il est plus aisé de tenir des engagements de consommation sur une centaine de sites qu en raisonnant unitairement. ALTERNA s attache à préparer des solutions pour la multitude de petits sites qui devront aller sur le marché à l horizon Nous capitalisons sur nos connaissances de la fourniture et du monde de la distribution. Faire basculer plusieurs centaines, voir plusieurs milliers de sites d un régime à l autre réclame une certaine technicité. À ce titre, il est capital d être familier des procédures de distribution et de connaître les caractéristiques des sites que l on regroupe. Parfois, un mode de comptage est contraignant, et il faut en tenir compte. Comment évalue-t-on les besoins de chaque site, afin de l accompagner au mieux? 16

18 Sylvain Gomont L opération capitale est l allotissement. Elle implique un important travail de réalisation en amont d un cahier des charges pour chaque client individuel. En effet, lorsqu on lance un appel d offres, on raisonne sur la base d un profil de consommation partagé entre les entités. Il faut éviter qu un site se trouve lésé, ce qui demande une certaine vigilance. L échelle de la constitution des groupements est-elle locale, régionale, nationale, européenne? Sylvain Gomont Notre perspective est française, toutefois nos méthodes sont évidemment transposables. Il est envisageable de raisonner sur des achats multi-sites à l échelle internationale. Un participant De quelle façon les achats d ALTERNA sont-ils structurés? Sylvain Gomont Notre groupe a vocation à fournir des clients groupés et non pas à acheter de l énergie pour sa propre consommation. En d autres termes, nous achetons de l énergie pour la revendre à nos clients. Dans notre groupement d ELD, chaque ELD peut négocier des contrats d approvisionnement spécifiques. Ainsi, la population au PITD pourra mettre en concurrence des achats au PITD. L ELD que je représente directement est SOREGIES. Nous avons récemment lancé un appel d offres portant sur 120 TWh dans le but d approvisionner des clients sur nos réseaux Une dizaine de PITD étaient concernées. L appel d offres portait sur un prix fixe, que nous avons obtenu d un des acteurs du marché. Un participant Ne serait-il pas judicieux de grouper des profils opposés pour lisser la courbe de consommation résultant de leur agglomération? Sylvain Gomont Nous ne cherchons pas à constituer des groupements, mais à répondre à des demandes émanant de groupements qui se constituent. Agglomérer des milliers de petits sites est de nature à changer la donne en matière de négociation. Compléter des courbes pour obtenir un ruban résultant homogène est une fausse bonne idée car, nécessairement, des profils de consommation seront lésés par rapport à d autres. Un participant LA COMPAGNIE DES ALPES consomme fortement en plein hiver, période durant laquelle nos stations de ski travaillent à plein. Nous avons groupé nos profils de charge pour plus de visibilité. Lorsque nous proposons des lots incluant des points de livraison «bleus», ils n intéressent personne. Comment pouvons-nous procéder, compte tenu de la spécificité de nos profils? Sylvain Gomont Les opérateurs de marché sont à ranger schématiquement en deux groupes : les fournisseurs des gros consommateurs (plus de 7 GWh), et d autres acteurs capables de traiter les «bleus». Il semble que vos besoins soient à diviser en deux lots : un à l intention d un fournisseur adapté aux stations de ski télérelevées et un autre pour les «bleus». Il ne faut surtout pas chercher absolument à regrouper les deux catégories. Serge Lescoat Les «bleus» ont aussi la possibilité de sortir des tarifs régulés. Les grands fournisseurs ne sont guère enclins à traiter des besoins hivernaux importants. Il est hautement recommandé de s adresser à un autre type d opérateurs. Songeons aux intervenants spécialisés dans les énergies renouvelables, porteurs de surcroît d un label «vert». Apparemment, vous devez en effet isoler deux lots bien distincts. Un participant Si l on procède à la constitution de vastes groupements, nécessairement certains acteurs paient pour d autres. Sylvain Gomont On peut surmonter ce risque en travaillant rigoureusement à la définition des profils et des lots. Un participant Pourquoi ne grouperait-on pas des profils de consommation aux heures creuses avec des profils de consommation aux heures pleines? Sylvain Gomont 17

19 Les intérêts des uns sont parfaitement divergents avec ceux des autres. Un participant Certains vont donc refuser le principe du groupement. Sylvain Gomont C est bien le sens de mon propos, qui souligne l impératif de procéder à des groupements d intérêts homogènes. 18

20 Les outils de marché : couverture de risque, effacement, stratégie d achat, les renouvelables Acheter : stratégie et couverture Quelles stratégies d achats? Quelle couverture des risques? Pour quel type d acheteur? Véronique Barthel Responsable achats stratégiques WIENERBERGER Mareva Edel Directrice Commerciale et Marketing E.ON Julien Masson Responsable des achats d énergie groupe ERAMET Les conséquences d une visibilité très réduite Véronique Barthel WIENERBERGER est une société autrichienne, leader mondial dans la fabrication de briques de terre cuite. Elle opère 260 usines dans le monde et elle en compte 10 en France. Nous utilisons le gaz comme source d énergie pour faire fonctionner nos fours et nos séchoirs, en principe en continu ce qui n est pas un schéma idéal pour recourir à l effacement. Nous consommons un peu plus de 500GW par an, certains sites en utilisant 150 tandis que d autres n en ont besoin que de 20. On peut donc parler d hétérogénéité, d autant que sur les 10 sites français 2 bénéficient d un tarif régulé tandis que les autres font appel au marché. Par le passé un dispositif tel que le TARTAM a causé des problèmes majeurs à notre filiale. En effet, il n est pas simple de calculer ses budgets d une année sur l autre lorsque l on ne sait pas si le tarif réglementé doit être renouvelé et, s il a vocation à l être, quel niveau sera effectivement déterminé. Un tel manque de visibilité est regrettable. De plus, la flexibilité dans le changement des termes de son contrat d approvisionnement est pour le moins limitée. Nous allons devoir geler une partie de l activité d un site et nous souhaiterions réduire la puissance électrique fournie en conséquence. Pour le moment, nous nous n avons pas de réponse à nos questions après d innombrables prises de contact. Dans un tel contexte, il est inadmissible de se voir facturer une partie du coût du transport d électricité. Vous devez composer avec les contraintes budgétaires de votre maison mère. Votre budget d achat d énergie doit être fixé au mois de septembre. Véronique Barthel En effet. Nous fonctionnons sur la base de prévisions établies au mois de septembre pour l énergie ainsi que pour un certain nombre de matières premières. Actuellement, les perspectives sont délicates. Nous n avons pas de vision claire sur nos consommations à quelques mois. Celles-ci dépendront du niveau d activité, du maintien de la production dans nos lignes, etc. Nous avons besoin, plus que jamais, d un partenariat solide avec les fournisseurs pour bénéficier des meilleurs prix, suivant un mode flexible (accompagnement réguliers des offres, possibilités de réaliser des swaps, etc.). Nous n avons pas l autorisation de notre maison mère pour travailler avec des consultants. Nous n en voyons pas la nécessité car, de notre point de vue, un fournisseur doit pouvoir se muer en conseil. Une entité comme la nôtre n a pas vocation à s offrir des prestations de conseil très onéreuses. Les contraintes pesant sur notre structure d achats ont été bouleversées en peu d années. Il y a 5 ou 6 ans, nous disposions d une visibilité à deux ans de notre production. Il était envisageable de poser un objectif de prix de l énergie avec un écart de plus ou moins 20 %. Cette époque est révolue. Nous achetons ce que nous consommons par lots, en effectuant des swaps au moment que nous jugeons le plus opportun. Très concrètement, nous ne savons même pas ce que nous allons consommer dans les trois prochains mois. C est pourquoi nous comptons sur des fournisseurs à l écoute et capables de faire preuve de flexibilité. Comment couvrez vous les risques de vos activités? Véronique Barthel Nous les gérons de concert avec nos fournisseurs. Quel est le processus décisionnel est- exécuté par ERAMET en vue de choisir un fournisseur d énergie? Quels sont les profils de consommation au sein du groupe, ainsi que leurs contraintes? Maîtriser ses coûts énergétiques d autant mieux que ses coûts de vente sont incertains Julien Masson ERAMET est présent sur le secteur des métaux, de l extraction minière à la transformation métallurgique. Il est aisé de comprendre en quoi les fours de métallurgie sont de très gros consommateurs d énergie. Nos processus vont jusqu au forgeage ou au matriçage de pièces aéronautiques, de machines outils, etc. La stratégie est activité-dépendante au sens où elle est adaptée au type de dispositif consommateur d énergie, en fonction des attentes de nos clients internes. Pour une activité électro-intensive, il n est pas rare de constater que le coût de la ressource énergétique 19