ENR ACCES AU MARCHÉ NOTRE EXPERIENCE EN ALLEMAGNE

ENR ACCES AU MARCHÉ NOTRE EXPERIENCE EN ALLEMAGNE 13 mai 2015 Paris, DGEC

Nos implantations * Capacité installée 17 600 MW Production électrique (2013) 56 TWh 97% d énergie renouvelable 3 600 employés GB 273 MW Allemagne 2 692 MW Norvège 12 518 MW Suède 1 315 MW Népal 23 MW STATKRAFT SN POWER/ AGUA IMARA Panama (projet) Pérou 182 MW (+ projet) Chili 105 MW Albanie (project) Turquie 20 MW (+ projects) Brésil 86 MW Zambie 6 MW Inde 91 MW Sri Lanka 1 MW Laos 100 MW Philippines 149 MW * Les chiffres 2013 incluent: - La capacité installée au prorata des parts dans les filiales - Les parts de Statkraft SF au Laos

Commercialisation directe des énergies renouvelables Partenaire avec >1500 parcs éoliens et photovoltaïques avec >9000 MW Services d accès au marché Optimisation en continu 24h/24 7j/7 Equipe de 40 personnes Relations avec une centaine de gestionnaires de réseau de distribution 3

Attentes concernant le modèle marché+prime Objectif Améliorer la qualité des prévisions de production ENR Adapter la production à la demande d électricité Participation des ENR au marchés de la réserve Pourquoi? Moins de centrales fournissant des réserve Des prix négatifs peuvent engendrer des coûts importants Pérennité du système Etat d avancement Ecart type réduit à 3% et 1.5% (intraday) Réduction de production pendant ~ 60 heures; Coût évité pour les consommateurs ~40 MEUR Méthode éprouvée pour l éolien, réglementation à venir Favoriser la concurrence et l innovation 4 Le GRT n a pas pour mission d agir sur le marché > 70 acteurs - Contrôlés à distance - Réduction importante des coûts

Market Premium Model 2014 Valeur ajoutée Eléctricité Eléctricité Prix du marché Bourse de l électricité Coûts de vente directe Prime de marché Eléctricité Rémunération Prime du marché Prix référence du marché Rémunération Parc solaire Gestionnaire de réseau 5

VPP = centrale virtuelle contrôle en temps réel Comptage - agréger les données de production: quelle est la production exacte en temps réel? Prévisions - traitement des données du marché: que va-t-il se passer? Dispatching - identification des entités selon leur «merit order» et envoi des signaux individuels de contrôle: comment réduire au mieux la production de 1000 MW? 6

L oeuf et la poule : Intraday trading vs. vente directe 30 Volumes de vente intraday sur EPEX TWh 20 10 0 2009 2010 2011 2012 2013 2014 DE/AT F Depuis 2010, l augmentation des activités de vente directe améliore la liquidité intraday En raison de l intégration du marché, les acteurs français bénéficient de la liquidité allemande 8

janv.-12 févr.-12 mars-12 avr.-12 mai-12 juin-12 juil.-12 août-12 sept.-12 oct.-12 nov.-12 déc.-12 janv.-13 févr.-13 mars-13 avr.-13 mai-13 juin-13 juil.-13 août-13 sept.-13 oct.-13 nov.-13 déc.-13 janv.-14 févr.-14 mars-14 avr.-14 mai-14 juin-14 juil.-14 août-14 Réserve moyenne appelée (MW) Capacité installe cumulée éolien+pv (GW) Puissance moyenne de reserve activée (secondaire+tertiaire): en diminution malgré l augmentation des ENR 1 200 1 100 1 000 80 70 900 800 700 60 50 600 500 40 400 300 200 Average Réserve executed moyenne reserve appelée power Capacità Capacité installata installée Eolico+Fotovoltaico PV + éolien 30 20 9 Sources Installed capacity: Bundesnetzagentur - Frauenhofer IWS Reserve power: www.regelleistung.net Confidentiel

Obligations et rôles d un agrégateur Rôle de fournisseur - Contrat d achat (Power Purchase Agreement (PPA)) - Transmission du comptage/ load curve par le GRD aux producteurs Responsable d équilibre - Contrat de responsable d équilibre avec le GRT - Gestion et intégration technique du périmètre d équilibre - Règlement des écarts au GRT (coût des écarts inclus) Prévision, trading et optimisation financière 10 - Développement des prévisions de production - Trading de la production sur EPEX Spot en J-1 - Minimisation des coûts des écarts par une actualisation des prévisions de production et le trading infrajournalier en continu - Raccordement technique à la centrale virtuelle (condition: contrôle à distance) - Dans le futur: participation potentielle aux marchés de la réserve par pooling / agrégation des unités de production

Statkraft élements contractuels Le contrat remplit les besoins des banques, des investisseurs, de l exploitant du parc et les gestionnaires de réseau. Durées alternatives, droit de prolongation Statkraft garanti EEG + Bonus de vente directe! Le parc éolien produit comme sous l obligation d achat garantie de conformité Comptage de la production nette (auto-consommation et effacement déduits) L acheteur a le droit d installer des systèmes de comptage Statkraft remplit toutes les obligations concernant la vente directe (mandaté par le producteur) Statkraft règle tous les coûts liés à la vente directe (coût des écarts, communication avec le GRT/GRD ) Marchés de la réserve: participation des ENR au marchés de réserve? Les revenus supplémentaires seront partagées Les indisponibilités ne seront pas pénalisées 11

What does it take? /MWh 14 12 10 8 6 4 2 0 German MPM original 2012 Balancing in France assumed to be more expensive Simpler DSO structure in France should allow to start with lower internal cost levels Incentive payment: trigger competition, allow for investments in remote control etc. German MPM original 2015 Cost of 2 GW portfolio 2015 Proposal for France Balancing costs Trading infrastructure* Incentive payment 12 *24/7 trading and other personnel, IT, market access, bank guarantees

Retour d expérience issu de l exemple allemand La taille compte - Marché important => gros portefeuilles => accélère l innovation et la réduction des coûts - Favorise la croissance du marché (intégrer les ENR existants dans le mécanisme)! - Taille critique: 800 MW Risque limité pour les producteurs - Aucun parc éolien n a perdu de l argent avec les vente directes, au contraire! - Les ENR en Allemagne connaissent une croissance jamais vue Modification du mécanisme pas à pas pour une transition en douceur - A partir de 2016 les nouvelles installations seront soumises aux effets des prix négatifs - La règle des six heures n est pas applicable pour le moment (règles de marché à modifier) - Un mécanisme simple 13

Les incitations du modèle marché+prime 90 /MWh Ajout de 4 /MWh Pour couvrir les frais Sources supplémentaires de revenus Réduire les coûts Prime Tarif de rachat Valeur de référence liée au marché Faire mieux que la moyenne Les agrégateurs optimisent en interne leurs activités et bénéficient de l effet de foisonnement: production adaptée à la demande, moins d écarts et de réserves activées EEG 2012: Prime de gestion explicite (12 /MWh => 4.50 /MWh) EEG 2014: Prime de gestion implicite (avec des marges couvrant les coûts de commercialisation) 14

Vers la vente directe sur le marché Prime de gestion (PG) PG Statkraft PG producteur 4 /MWh pour la vente directe Prime de risque EEG-Tarif Prime de marché Valeur ajoutée Prime de marché Prix de référence du marché Prix de référence du marché Modèle Marché+Prime Marketing direct (dès 2014 obligatoire) Prix de référence du marché = valeur moyenne du marché (Prix SPOT sur EPEX) des parcs éoliens (ex post) 15

Lillian Dale Statkraft Markets GmbH Derendorfer Allee 2a, 40476 Düsseldorf Tel: 0049 16396 11405 Email: lillian.dale@statkraft.com www.statkraft.com 16

Number of hours Negative prices 45 Number of hours with negative prices 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 DE FR NL 17 The New Normal in NWE Power Markets

janv.-12 févr.-12 mars-12 avr.-12 mai-12 juin-12 juil.-12 août-12 sept.-12 oct.-12 nov.-12 déc.-12 janv.-13 févr.-13 mars-13 avr.-13 mai-13 juin-13 juil.-13 août-13 sept.-13 oct.-13 nov.-13 déc.-13 janv.-14 févr.-14 mars-14 avr.-14 mai-14 juin-14 juil.-14 août-14 Average volumes traded intraday (MW) Wind + Solar PV cumulated installed capacity (GW) Volumes traded in intraday market: growing together with wind and solar power growth 3 500 80 3 000 70 2 500 60 2 000 50 1 500 1 000 40 500 0 Volume Average medio volumes scambiato traded sul in mercato the intraday infragiornaliero market Capacità Wind+PV installata installed Eolico+Fotovoltaico capacity 30 20 18 Data sources Installed capacity: Bundesnetzagentur - Frauenhofer IWS Intraday market volumes: www.epexspot.com Confidential

janv.-12 févr.-12 mars-12 avr.-12 mai-12 juin-12 juil.-12 août-12 sept.-12 oct.-12 nov.-12 déc.-12 janv.-13 févr.-13 mars-13 avr.-13 mai-13 juin-13 juil.-13 août-13 sept.-13 oct.-13 nov.-13 déc.-13 janv.-14 févr.-14 mars-14 avr.-14 mai-14 juin-14 juil.-14 août-14 Total monthly cost for reserve power (SRL+MRL) execution ( ) Wind + Solar PV cumulated installed capacity (GW) Costs for balancing the grid: going down despite increase of wind and solar power 120 000 000 Costi Reserve per energia power di monthly bilanciamento costs Capacità Wind+PV installata installed Eolico+Fotovoltaico capacity 80 100 000 000 70 80 000 000 60 60 000 000 50 40 000 000 40 20 000 000 30 0 20 19 Data sources Installed capacity: Bundesnetzagentur - Frauenhofer IWS Reserve power costs: www.regelleistung.net + internal analysis Confidential

Start-ups dominate the new markets: Direct Marketing of new renewables in Germany MW of contracted capacities as of 1 February 2014 E.ON Naturstrom Iberdrola KoM-Solution in.power EnBW Next RWE Vattenfall 1.000 1.000 360 180 501 191 450 862 750 610 270 870 100 Steag GDGE Südweststrom Other 8.500 Enercon Axpo 1.000 1.000 2.000 3.500 1 2.300 3.080 2.450 2.500 2.530 2.750 1. Estimated Note: Contracted capacities as of 1.2.2014 acc. to company feedback or Statkraft estimate Source: Energie & Management 4/2014, Statkraft estimate; 20 Changes in Energy Markets