Re union du Groupe de travail Energies et matie res premie res du jeudi 15 septembre 2011 Auditions de: M. Bruno Bensasson, Directeur de la Stratégie et du Développement Durable chez GDF-SUEZ. Compte rendu 1. Prévision de la consommation A propos de la France : le gaz représente 15% de la consommation en énergie. Selon GDF, l augmentation en besoin d énergie primaire devrait augmenter de 8% sur la période 2009 2035 (267 M TEP en 2009 / 280 M TEP en 2020). L essentiel de cette énergie primaire est utilisé pour la génération d électricité. Cette augmentation est relativement faible par rapport aux évolutions de modes de consommation car GDF estime que les efforts sur l efficacité énergétique devront ralentir une progression rapide. Périmètre centre ouest Europe, 2011 2035 : + 200 TWh en consommation électrique. Réduction du nucléaire, forte augmentation de l éolien + gaz naturel. Lignite en forte diminution sur l horizon. Charbon en légère diminution sur le terme de l horizon pour cause de CO2. Hydraulique stable : Nucléaire en base ; Gaz en semi-base comme complément aux ENR.
2. Bilan gazier GDF a. Ressources : Essentiel en contrat long terme (50%), un peu de production en propre pour GDF puis des contrats court terme dont la plupart ne provient pas d Europe. Emplois : 50% de contrats non-régulés, une partie importante de contrats à tarif régulé, notamment en France. b. Répartition géographique des contrats à long-terme (691TWh = 70MTEP). i. Norvège (21%) ii. Russie et Algérie (14 et 13%) iii. Pays Bas (11%) iv. Egypte (6%) v. Globalement, une dizaine de fournisseurs. c. Sécurité d approvisionnement est une priorité pour GDF, notamment lors des pics de consommation (Hiver 2009) «la sécurité passe par la diversité des approvisionnements» d. Exploration & Production : répartition géographique. Dans la catégorie «acteurs intégrés», GDF SUEZ possède une position confortable, cela permet de renforcer des liens avec les fournisseurs, d avoir une vision de l amont et de se renforcer dans le GNL. i. Norvège, Pays Bas, Royaume Uni Pays où GDF est acteur dans l E&P. e. GNL : 2 ème acteur du GNL, derrière KoGaz et devant TepCo. Présent sur toute la chaine, 15 méthaniers et de nombreux terminaux (2 en France à Montoire et Fos, et 6 en Europe). Nombreux projets de terminaux exports (Australie, Nigéria, Cameroun ). Le GNL est important pour GDF SUEZ car cela permet de la flexibilité pour le transport (rentable si distance > valeur seuil de 1500 km en mer et 3500 km sur terre. 3. Comparaison des couts a. Nucléaire le cout du nucléaire peut rester bas «s il existe une volonté politique» b. Charbon. En Europe, cette source d énergie est amenée à disparaitre sauf innovation de régulation pour le Carbon Capture and Storage (CCS) et révolution technologique.
4. Infrastructures gaz de GDF a. Gestionnaire en France avec GRTgaz, sauf sud-ouest qui est géré par TOTAL. Nombreuses participations dans les gazoducs alimentant la France, notamment «North Stream». b. Stockage en France et Europe. Développement plutôt hors de France (Europe de l énergie// Réseau européen?). Avec leur infrastructures, plus celles des concurrents, il n y a pas besoin de flexibilité additionnelle nécessaire à l heure actuelle. c. Le Mix de GDF Suez pour la génération d électricité (115 GW en puissance) : Gaz (59%); Hydro (14%); Charbon (14%); Nucléaire (5%) Autres (8%). Parc diversifié, peu carboné (Nucléaire, Gaz et énergies renouvelables). Position en France : 2 ème électricien derrière EDF avec 8 GW de puissance installée. Développement sera essentiellement dans les ENR. d. Renouvelable : 16 GW majoritairement en hydraulique, avec un doublement de la capacité dans l éolien. Premier acteur français dans l éolien et en Europe pour la biomasse. e. 190 MW en construction : 40 MW dans le solaire et 150 MW dans l éolien. Questions-Réponses : Q1 : Etant donné vos installations et votre stratégie quel avenir pour le charbon? R1 : GDF est acteur dans 2 projets de CCS: 2 projets à Rotterdam et un autre au Nord de l Allemagne. Mais la question de la production d électricité à partir de charbon est un sujet essentiellement politique (cf. Mines de lignite subventionnées en Allemagne). «Nucléaire vient de la politique, renouvelable aussi et le reste c est du gaz.» Q2 : GNL vs. Gasoduc. Plus actif en France ou extérieur? Capacité sont-elles capables d absorber les nouveaux GNL? Pourquoi investissez-vous autant dans les gazoducs? R2 : Les réseaux GNL ne sont pas saturés. Des «stress-tests» sont effectués pendant les périodes de bas volumes, mais les réservations n étaient pas à la hauteur de l offre même compétitive. Croissance de la demande relativement faible, gazoducs assouplissent cette offre et permet de réduire les tensions entre certains pays (Ukraine et Russie)
Le GNL apporte lui de la flexibilité : On peut amener le gaz là où l on veut dès qu il est dans le bateau ie. Le vendre à l endroit où le prix est le meilleur. Les gazoducs lient les clients. La gestion du risque est faite via la diversité des approvisionnements : avoir des multiples pays (quel que soit le mode d acheminement). GNL offre flexibilité et optimisation du réseau. Q3 : Cout d investissement GNL/Gazoduc? R3 : Différence économique en fonction de la distance. En terme d investissement : rapport capex/opex les gazoducs sont de très important CAPEX, la chaine GNL (bateau, terminal import/export ) représente elle aussi beaucoup de CAPEX, les durées de fonctionnement sont comparables Dans les deux cas les investissements se font sur des cycles longs. Mais en prenant l exemple d une centrale à cycle combiné (CCGT) le rapport CAPEX/OPEX est plus faible avec un TRI plus court. Ainsi dans la gestion de l incertitude, prépondérance pour le gaz. Mais pour l approvisionnement pas de clair avantage. Q4 : Le nucléaire, est ce rentable pour vous? R4 : En Belgique : compétitif pour l électricité de base. Stress test en cours. En Belgique la question est de savoir quelle fiscalité mettre en place, plutôt que la question du nucléaire même. Nucléaire neuf : des projets avec des pays ont été annulés Choix de la troisième génération depuis le début afin d assurer un maximum de sécurité et de sureté. Les opportunités dépendront de la performance des équipementiers. Dans les marchés où la concurrence est forte notamment avec le gaz, «c est compliqué pour le nucléaire surtout sans taxe CO2». Q5 : Quelle est la position de GDF Suez sur le CCS? Quelles synergies dans le groupe? R5 : Stockage : compétence géologique due aux expériences de stockage du gaz, même chose pour le transport. La question porte essentiellement sur le maintien long terme de l emprisonnement. Projet à Rotterdam, de capture et stockage en mer. Toujours un domaine de R&I soutenu par l UE. Pas rentable en soi pour le moment. Un des paramètres important est le prix du CO2. GDF SUEZ pas favorable à ce que le CO2 ait une valeur. Actuellement prix bas, il ne finance rien car le système «est sous-contraint». Marché particulier car
les sous-jacents sont les énergies subventionnées. Cela pèse à la baisse sur le CO2. AU lieu de laisser le prix monter et de laisser les technologies évoluer (substitution de charbon par gaz notamment!), le marché ne fonctionne pas. Les projets CCS sont très peu crédibles devant les investisseurs en interne et externes sauf autorités qui motivent Originalité allemande : les ménages payent l intégralité du support des renouvelables. Cela pourrait faire que les industriels achètent leur électricité à prix de marché moindre que le prix d achat des ménages allemands qui supportent les subventions. Vision de GDF : Rajouter de la macro-économie dans les politiques énergétiques. Pas seulement avec le CAPEX comme indicateur. CAPEX PIB lien pas automatique. Des études plus rigoureuses devraient être faites. Besoin de ne pas figer le mix énergétique de 2050, il faut laisser le temps aux marchés et à l innovation de faire son chemin. Principe de consommateur payeur, le consommateur de carburant devrait payer pour le carburant, la chaleur pour la chaleur Q6 : Cout du nucléaire en Asie? R6 : Dans le rapport de «Paul Champsaur», il est présenté un cout du nucléaire très bas car les couts sont plus faibles en Asie, mais aussi car cette estimation se base sur les coûts historiques du nucléaire. Ainsi le rapport imagine un prix du kwh à 29$... Mais il faut se méfier de l intégration des couts historiques. Q7 : Pourquoi faites-vous de l éolien? R7 : Quand on regarde l Europe, le charbon se réduit, hydraulique saturé, sans le nucléaire, l éolien devient intéressant (sous condition de subventions), car il est globalement plus compétitif que le solaire. Il faut avoir une cohérence sur la vision des conséquences économiques et écologiques.
Q8 : Existe-il un marché pour l utilisation de centrales thermique à gaz pour supporter l intermittence des énergies renouvelables? R8 : Les énergies renouvelables représentent beaucoup de puissance mais peu d énergie sortie. L exemple de l Espagne est flagrant. Elle va posséder énormément d énergie intermittente (éolien) et la solution pour une production stable d électricité se fera au moyen de centrale à gaz. Donc, oui il y a un marché. Q9 : Est-ce que cette solution présente un LCOE amélioré (Leverage Cost of Electricity)? R9 : Non car l incertitude n apporte pas de valeur. Sauf corrélation sur vitesse du vent et prix de l électricité, faible corrélation en France. Q10 : A propos des Gaz de Schiste, quel est l avis de GDF SUEZ? R10 : Si nous voulons du gaz pas cher, il faut accepter d avoir du gaz produit peu cher et les gaz nonconventionnels représentent une bonne opportunité de produire à faible coût. Gaz nonconventionnel : GDF en exploite aux USA et regrette que nous n ayons pas l autorisation d explorer au moins en France. «not in my back yard» NIMYBY Il y a des compromis à faire si l on veut de l énergie. Récemment, la prise en masse médiatique, a conduit à une décision absurde. La Pologne s est saisie de cette opportunité, la France non. Biographie : Bruno Bensasson, Membre du Comité Exécutif, Directeur de la Stratégie et du Développement Durable Né le 21 octobre 1972. Parcours universitaire Diplômé de l Ecole Polytechnique et de l Ecole des Mines de Paris. Parcours professionnel 2007 : Directeur économie, prix et marchés à la Direction de la Stratégie et du Développement Durable du Groupe GDF SUEZ. 2006 : Conseiller technique en charge de l'environnement, de l'industrie et des transports auprès du Président de la République. 2004 : Conseiller technique en charge de l'environnement, des nouvelles énergies et du nucléaire auprès du Ministre de l'industrie. 2002 : Directeur de cabinet du Directeur général de la Direction générale de la sûreté nucléaire et de la radioprotection. 1998 : Chef de la division des installations nucléaires à la Direction régionale de l'industrie, de la recherche et de l'environnement de Basse Normandie. Autres fonctions et mandats en cours : Administrateur d'elengy