Comptes 2015 : le secteur électrique européen est en danger

17/07/2016
Publication REE REE 2016-3
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2016-3:17160

Résumé

Comptes 2015 : le secteur électrique européen  est en danger

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REE N°3/2016 109 LIBRES PROPOS Philippe Vesseron Ingénieur général des mines (er) L es comptes à fin 2015 et à fin mars 2016 des entreprises qui produisent de l’électricité en Europe sont maintenant disponibles : pour la vingtaine des plus importantes d’entre elles, les « dépréciations » dépassent souvent largement le mil- liard d’euros pour 2015. Déjà en 2014, le total des dépré- ciations avait atteint quelque 25 milliards d’euros. Des analyses très intéressantes1 ont été publiées sur ce sujet complexe (Périmètre examiné ? Toutes énergies ? Avec les nouveaux services ? Europe ou monde entier ?). Il faut souhaiter que les résultats de 2015 continuent à faire l’objet d’examens aussi précis, mais on doit sans attendre appeler l’attention sur des risques trop occultés en France par les chantiers engagés sur l’électronucléaire : les autres urgences des systèmes électriques français et européens sont sans doute largement aussi lourdes. Que les entreprises soient ou non cotées en bourse, les normes comptables imposent à présent des “impair- ment tests”2 : en fonction de l’évolution des marchés et du cadre réglementaire, l’enregistrement de dépré- ciations est maintenant classique dans les comptes annuels d’entités telles que RWE, ENEL, ENGIE, EDF… Mais depuis 15 ans, beaucoup d’éléments du référen- tiel ont profondément changé, sans toujours mobiliser as- sez l’attention, en particulier à cause d’un décalage de plu- sieurs années avec les évènements qui ont initié chaque évolution : il sera utile de mieux comprendre pourquoi les signaux précurseurs n’ont pas eu plus d’écho. Ces déca- lages affectent plusieurs dimensions et nous souhaitons appeler à reprendre la réflexion sur la coïncidence en 2016 de changements majeurs selon six axes principaux : 1 Voir notamment EY, Bloomberg, Oxford OEIS (David Robinson et Malcolm Keay) ou Deloitte. (Voir les liens en fin d'article). 2 Un test de validité ou “impairment test” permet de valider la cohérence entre la valeur nette comptable des actifs incorporels, notamment le goodwill, et leur valeur de récupération (soit valeur d’usage, soit valeur de marché). 1. L’accord de Paris obtenu au Bourget fin 2015 montre le chemin parcouru depuis les débats « ré- chauffistes versus climato-sceptiques » déclenchés en 1997 par le protocole de Kyoto. L’évolution n’a pas en fait connu de rupture depuis 20 ans, Copen- hague en 2009 apparaissant a posteriori comme un échec de négociation plus que comme une fracture de l’analyse3 . L’enjeu du climat et du niveau des mers sera donc un déterminant durable des énergies et le critère des « gaz à effet de serre » va prendre le pas sur beaucoup d’autres. Les prochaines élections aux Etats- Unis et en Europe vont bien sûr braquer les projecteurs sur des fragilités, en particulier dans les « mensonges par omission sur les gagnants et les perdants » ou l’estimation des coûts implicites du CO2 évité, mais les débats antérieurs donnent sans doute une vraie robus- tesse au « consensus réfléchi » actuel. En tout état de cause, il sera sage de veiller à produire et à diffuser les tableaux de bord nécessaires pour éviter le retour des polémiques : il faudra se forcer à parler « empreinte », « différenciation », « convergence », « CO2 per capita », « coût/efficacité », se méfier du “greenwashing”... l’es- sentiel étant que chacun ait durablement les moyens de former son propre jugement. 2. La crise mondiale de 2007-2008 a provoqué une rupture profonde dans l’évolution du secteur élec- trique européen, avec l’émergence assez générale de surcapacités : la récession se traduit dans beau- coup de pays par un ralentissement ou des diminu- tions de la consommation, en particulier industrielle, d’où une stabilité globale de la demande depuis 2008. En 2016, introduire une capacité de production élec- trique supplémentaire impose de réduire l’activité de centrales en service sauf si d’autres initiatives per- mettent de rentabiliser l’ensemble en remplaçant par 3 L’échec était pourtant prévisible : même sur le seul sujet du “bur- den sharing”, les mécanismes adoptés en 1997 pour Kyoto dans une Europe à 15 n’étaient raisonnablement pas envisageables au niveau mondial en 2009. Le débat pour l’application par l’UE de l’accord de Paris est devant nous sur ce point. Comptes 2015 : le secteur électrique européen est en danger 110 REE N°3/2016 LIBRES PROPOS l’électricité des énergies plus « carbonées », localement ou à distance. Cette surcapacité électrique appelle des réflexions urgentes, en particulier parce que beaucoup des modélisations dans plusieurs pays sont parties du postulat que « diversification » et « transition » seraient obtenues « gratuitement » grâce à la croissance de la demande ou à l’occasion du remplacement d’unités en service au moment de leur arrêt « naturel » par obsoles- cence technique ou économique. En France, la reprise de la croissance du PIB per capita4 tarde plus qu’ailleurs et le chômage monte en tête des inquiétudes dans presque tous les seg- ments de l’opinion. Cette situation renforce l’impéra- tif de présenter loyalement l’impact sur l’emploi, les prix et le coût en subventions publiques des options énergétiques envisagées, mais les explications sont d’autant moins audibles que nous n’avons pas assez réévalué nos « principes », même quand ils se contre- disent gravement : nous répétons tantôt que le faible coût de l’électricité est un atout pour les ménages et les entreprises, tantôt que la meilleure des énergies est celle qu’on ne consomme pas, tantôt que toute réduction de la consommation d’énergie serait forcé- ment créatrice d’emplois, tantôt qu’il ne coûtera rien aux ménages ni aux entreprises d’arrêter de gaspiller pour que leurs factures n’augmentent pas malgré la hausse du prix de l’électricité. 3. Les prix des hydrocarbures avaient été multipliés par 5 de 2000 à mi 2008, atteignant 140 USD par baril, avant un mouvement en sens inverse déclenché no- tamment par l’irruption aux Etats-Unis des gaz et pétrole de schiste puis un effondrement mondial des cours à partir de juillet 2014. En 2016, les experts semblent prédire que la restabilisation, qui ne sera d’ailleurs pas immédiate, restera loin des maxima antérieurs. Pourtant nous continuons à réagir en Europe comme si « les prix allaient être croissants, forcément croissants » – parce que l’épuisement progressif des ressources est physi- quement indiscutable – alors que l’actualité reste celle d’un prix bas pour le charbon américain comme, sur les marchés mondiaux, pour le pétrole et le gaz. Etant entendu aussi qu’il faudra ne jamais exploiter une part importante des réserves de charbon5 . 4 Mais la démographie française est aussi un atout ! 5 Du moins sauf mise en œuvre des technologies « Capture et stoc- kage du CO2 (CCS) » dont il est urgent de préciser la faisabilité technique et le coût. 4. En 1980, Margaret Thatcher se lance, par fermetures et privatisations, dans une remise en cause brutale des mines et autres industries nationalisées de Grande- Bretagne. A leur tour, la Commission et les Etats de l’Union européenne s’engagent en 1996, dans les sec- teurs du gaz et de l’électricité, dans une transformation profonde des règles du jeu, avec une stratégie de « li- béralisation des marchés » pour remplacer des mono- poles historiques nationaux ou régionaux, en général services publics très intégrés verticalement, de la pro- duction à la distribution, construits sur des arguments d’économie d’échelle, de péréquation et de sécurité de la fourniture. A l’inverse, le but affirmé du changement est alors un « marché intérieur » où la concurrence ferait baisser les factures des ménages et des entreprises : échec grave sur ce plan mais fort développement des principaux électriciens hors de leurs marchés histo- riques et apparition d’acteurs nouveaux et de nouveaux métiers. Quoi qu’il en soit, à peine en place, le nouveau modèle est fortement hybridé à cause de la préoccu- pation du climat : l’Europe adopte un paquet « énergie- climat », précisément en 2008 (fâcheuse coïncidence), et engage des budgets publics nationaux importants pour l’électricité produite à partir des énergies renou- velables (EnR), subventions dont on disait qu’elles se réduiraient au fur et à mesure de l’augmentation pré- vue du prix des hydrocarbures (!)... Même si l’explosion de ces budgets (en Espagne notamment) a obligé à des réductions politique- ment douloureuses, quoique facilitées par la baisse des coûts du photovoltaïque et des éoliennes, le résultat a été une augmentation forte de la capacité de production. Surcapacité d’un côté, faiblesse de la demande de l’autre entraînent à partir de 2014 des dysfonctionnements évidents du mar- ché européen de l’électricité : le débouché des moyens de production d’électricité autres que les EnR « régulées » se réduisant année après année, le « prix de marché » s’effondre à peu près dans tous les pays européens6 . Ce mouvement a conduit à arrêter temporairement ou définitivement plu- sieurs centrales au fuel, au gaz ou au charbon, au- delà de ce qui résultait de la fin d’exploitation des mines de charbon ou de lignite (beaucoup de ces mines ont fermé sauf en Allemagne et en Pologne). 6 Cf. par exemple le graphique sur les prix de gros en Allemagne diffusé par EnBW. (Voir le lien en fin d'article). REE N°3/2016 111 LIBRES PROPOS Cet « effondrement des prix de gros » de l’électricité engendre d’autant plus d’incompréhension que les prix payés par les ménages sont, eux, en croissance forte, compte tenu de deux mouvements qui font plus qu’annuler la baisse : d’une part, le coût du renforcement des réseaux, des développements numériques et de la séparation des rôles auparavant « intégrés » (production, transport, stockage, distri- bution), d’autre part et surtout, l’accroissement des taxes qui financent l’achat des EnR (EEG Umlage en Allemagne, CSPE en France...). 5. Quelques semaines après Fukushima, les autorités allemandes accélèrent une « sortie du nucléaire », initiative initialement bien acceptée par l’opinion mais pour laquelle les électriciens réclament des indemnisa- tions de plusieurs milliards d’euros devant les tribunaux (et dans le cas de Vattenfall devant la cour d’arbitrage du CIRDI, mécanisme accessible à cette entreprise puisqu’elle est en Allemagne « d’origine étrangère »). Ces procédures seront nécessairement longues, dès lors qu’il va falloir chiffrer la « valeur » à mi-parcours d’outils construits il y a 20 ou 30 ans, question qui change beaucoup selon qu’elle apparaît soit immé- diatement après Fukushima, comme l’a imposé le calendrier électoral allemand, soit après les longs débats internationaux, stress tests, échanges entre les autorités de sûreté nationales, le WANO, l’UE et l’AIEA, qui auront été nécessaires à chacun pour définir les renforcements de sûreté appropriés. La question de la « valeur » dans une situation de prix déprimés n’est pas spécifique à l’Allemagne : qu’il s’agisse d’un barrage hy- droélectrique en Scandinavie ou en Suisse, d’une cen- trale au lignite en Mazurie ou d’une centrale nucléaire au Royaume-Uni, quelle valeur prendre en compte s’il y a aujourd’hui une OPA ou une loi d’expropriation ? L’évaluation tiendra-t-elle compte de la dépression for- cément transitoire des prix de gros ? 6. Dernière dimension enfin : les échelles de temps dans l’énergie sont souvent de plusieurs dizaines d’années (75 ans pour les vieilles concessions hydroélectriques en France). Certes, dans chaque pays, les règles générales sur la nationalisation et les indemnisations sont relativement stabilisées mais on ne saurait en dire autant des mécanismes des codes fiscaux ou environnementaux. On comprend aujourd’hui que les règles d’amortissement, tout comme la fiscalité des « rentes hydrauliques » ou des « rentes nucléaires », ne seront dorénavant pas stables sur des durées aussi longues. De même, les mines, les barrages et les centrales thermiques ou nucléaires étant dans la plupart des pays européens des « équi- pements qui font débat », comment probabiliser la faisabilité ou le résultat d’une enquête publique qu’il sera dorénavant nécessaire d’organiser pour renouve- ler une licence dans 20 ans7 ? Comment par ailleurs apprécier aujourd’hui la pérennité de régulations qui reposent sur des fiscalisations/défiscalisations qui peuvent représenter la totalité des coûts pour 30 % de la production d’électricité d’un pays et des durées de 20 ou 30 ans ? Si une installation perd sa valeur du fait de la concurrence d’une autre technologie qui serait, elle, subventionnée à 100 %, quel mécanisme d’indemnisation sera mobilisé ? Faudra-t-il demander sa nationalisation ou son inclusion dans les « activités régulées » ? La création de filiales distinctes pour les activités régulées est peut-être une démarche prépa- rant une injonction aux pouvoirs publics de clarifier réellement leurs options et d’en expliquer eux-mêmes les conséquences aux ménages et aux entreprises. *** Les changements sur ces six référentiels n’ont pas eu lieu simultanément dans les 28 pays mais les comptes 2015 montrent que la situation actuelle provoquera des difficultés sérieuses dès 2016, les « prix de marché » de 25 /MWh ne couvrant pas les simples dépenses directes de fonctionnement des centrales au fuel, au gaz ou au charbon ni des centrales nucléaires existantes voire de barrages hydroélectriques de taille modeste : un déficit d’exploitation qui dure plusieurs trimestres impose l’arrêt ou la mise sous cocon. Et bien entendu de tels niveaux ne représentent que des fractions comprises entre 20 % et 50 % des coûts complets des différents moyens de pro- duction nouveaux proposés, éoliennes, photovoltaïque, hy- draulique ou électronucléaire de 3e génération : les débats sur la compétitivité respective des technologies portent souvent sur les questions complexes d’intermittence, de réseau, stockage, capacité de piloter en temps réel la pro- duction et la consommation... mais négligent l’évidence actuelle la plus brutale: le prix de gros de 25 /MWh va dissuader économiquement tout nouvel investissement. Bref, la remise à plat est urgente mais va être difficile. 7 Une issue redoutable étant l’impossibilité de toute décision. 112 REE N°3/2016 LIBRES PROPOS Que faire à court terme ? a) une première urgence devrait être une communi- cation forte de l’UE pour éviter la mise en accu- sation des politiques climatiques et énergétiques, les citoyens n’étant pas préparés à l’idée que le déve- loppement des EnR puisse entraîner une hausse des coûts ou la délocalisation de certaines activités ; b) personne ne croit plus à la convergence spontanée « réduction des gaz à effet de serre/efficacité énergé- tique/développement des énergies renouvelables » : pour réaffirmer que l’objectif premier est la réduction des émissions, il faudrait prendre pour règle de chiffrer systématiquement en CO2 d’une part et en euros d’autre part les implications de chaque initiative énergétique et/ou climatique, en veillant à préser- ver l’expression ouverte et contradictoire des groupes d’intérêts. Il est urgent d’arrêter la critique globale ren- dant la législation européenne responsable à la fois de la hausse des factures et de l’augmentation des rejets de CO2 tout en mettant en accusation des décisions nationales, taxations rétroactives, annulation de tarifs garantis, réduction de rentes, de bulles et de niches... c) redonner la priorité à la réduction du risque clima- tique devrait se traduire par l’établissement d’un prix plancher du CO2 comme en Grande-Bretagne, en France tout d’abord mais aussi au niveau européen dès que ce sera politiquement possible. Une telle décision devrait s’accompagner de l’arrêt des diverses incitations aux énergies fossiles qui constituent autant de prix du CO2 négatifs ; d) la commercialisation de l’électricité produite avec des énergies renouvelables bénéficiant actuellement d’une obligation d’achat devrait être replacée dans un contexte concurrentiel, avec un premium approprié déterminé en mettant à profit l’expérience britannique ; e) les surcapacités en Europe imposent que chacun des pays examine toutes les valorisations pos- sibles de l’électricité, qu’il s’agisse de l’industrie, des logements neufs ou existants (par promotion des pompes à chaleur notamment), du numérique ou des nouvelles formes de mobilité individuelle ou collective. Il sera bien sûr indispensable de s’assurer dans chaque cas de l’intérêt du remplacement des autres énergies par l’électricité en termes de CO2 et en termes économiques, en prenant garde notam- ment aux dépenses qui n’auraient de temps de retour acceptable que si les prix de l’énergie croissaient for- tement, hypothèse qui n’est plus celle des prochaines années ; f) le décalage entre consommation nationale et capacité de production disponible en 2016 conduit en France à des prix de marché de gros de l’électricité sensiblement inférieurs à ceux de l’Espagne, de la Grande-Bretagne ou de l’Italie, trois pays où le secteur électrique est d’ail- leurs plus émetteur de carbone. Il serait raisonnable d’engager les interconnexions réalisables en deux ans qui permettraient d’accroître les exportations fran- çaises (y compris par câbles sous-marins) ; g) il est difficile de prévoir où se situeront les défail- lances dans les mois qui viennent si le prix de marché reste au niveau actuel mais il serait sage de redonner rapidement aux différents fournisseurs d’électrici- té en Europe davantage de capacités d’autofinan- cement. En France, la CSPE alourdit la seule facture d’électricité et obère substantiellement les possibili- tés d’évolution des prix rendus chez le consomma- teur. Les changements approuvés récemment par le Parlement devraient améliorer les procédures de décision et rendre plus transparent le pilotage poli- tique et technique d’une dépense publique qui pour- rait atteindre huit milliards par an en 2025, même s’il n’y a pas de nouveaux engagements ; h) en termes de méthode enfin, on devrait reprendre un débat collectif sur « l’actualisation » pour refonder des conventions, aussi rationnelles que possible, y compris dans une période de taux d’intérêt négatifs. Au-delà des décisions de court terme, telle une mise sous cocon pour trois ans, on a besoin d’un cadre pour comparer des dépenses, des recettes et des ga- ranties qui peuvent s’échelonner sur 50 ou 80 ans : quelle est la valeur d’un stockage d’uranium appau- vri ou la valeur du « gaz coussin » d’un stockage de méthane en aquifère ? Combien gagne-t-on ou perd- on à reculer de 30 ans le démantèlement d’un PWR ? L’un des points clés sera le mode de prise en compte sur une longue période des émissions de CO2 pour internaliser le coût de leurs impacts : choisira-t-on de les cumuler arithmétiquement sur 50 ou 100 ans afin de refléter l’incidence climatique ? Une telle conven- tion est cruciale pour refonder par exemple les choix d’investissement sur la thermique des logements. *** REE N°3/2016 113 LIBRES PROPOS L’urgence ne doit pas faire sous-estimer les obstacles mais sans doute n’est-il pas trop tard pour affirmer la prééminence de l’objectif de réduction des émissions. On devrait au plus vite généraliser la présentation en « empreinte carbone »8 , qui intègre à la fois les émissions nationales et le contenu carbone des exportations et des importations, y compris celles qui correspondent à des délocalisations ou à des relocalisations. Etablir vite un langage robuste et fiable permettra de surmonter ces dialogues de sourds où nous exprimons souvent des préoc- 8 Cf. par exemple Cour des Comptes ou WWF. (Voir les liens en fin d'article). cupations, des intérêts ou des ambitions de nature très différente dans les champs du nucléaire, de l’éolien ou du gaz aussi bien que sur les questions de compétiti- vité, de croissance ou de décroissance de l’économie et de la démographie. Les référentiels ont radicalement changé depuis deux ans et il y aurait beaucoup de risques à une situation d’incompréhension où le citoyen européen de bonne foi viendrait reprocher aux institutions et aux entreprises d’avoir tout décidé à sa place, sans mettre vraiment les cartes sur la table ni accepter de reconnaître et rectifier les erreurs de prévision an- térieures. Philippe Vesseron est ingénieur général des Mines (er). Il a été délégué aux risques majeurs et a dirigé l’Institut de protection et de sûreté nucléaire ainsi que le BRGM (Bureau de recherches géologiques et minières) Liens référencés dans l'article : Renvoi 1 : http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/EY-benchmarking-european-power-and-utility-asset-impairments-2015/$FILE/EY- benchmarking-european-power-and-utility-asset-impairments-2015.pdf http://www.bloomberg.com/professional/blog/european-utilities-2016-outlook/ https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2016/02/Electricity-markets-are-broken-can-they-be-fixed-EL-17.pdf http://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/es/Documents/energia/Deloitte_ES_Energia_newsletter-power-utilities-Q1-2016.pdf Renvoi 6 : https://www.enbw.com/media/presse/images/pressemitteilungen/2016/20160202_enbw_strompreisentwicklung_ sw_1_1454411400990.jpg Renvoi 8 : http://www.ccomptes.fr/fr/Publications/Publications/La-mise-en-aeuvre-par-la-France-du-Paquet-energie-climat http://wwf.panda.org/fr/wwf_action_themes/modes_de_vie_durable/empreinte_ecologique/