Transition énergétique : l'émergence d'une classe d'actifs - Le Magazine des Affaires

Transition énergétique : l’émergence d’une classe d’actifs

Stéphane Dubos, Executive Director

Stéphane Dubos, Executive Director

Pour la première fois en 2016, les investissements dans le secteur électrique ont dépassé ceux des énergies fossiles, avec une part majoritaire dans les actifs de production d’énergie renouvelable (41 % à 2971 Md$), devant les réseaux et devant les actifs de production thermique conventionnelle. Les soutiens réglementaires et politiques et les gains en termes d’économies d’échelle et d’efficacité technologique accélèrent la pénétration des énergies renouvelables dans les mix énergétiques. L’intermittence de la production renouvelable bouscule le mode de fonctionnement des réseaux électriques, jusqu’à présent dominés par de grandes centrales aux profils de production relativement
prévisibles.

Par Stéphane Dubos, Executive Director et Sybille Grandgeorge, Director Power and Renewables Infrastructure Industry Group de Natixis

Ceci implique de nouveaux investissements sur les réseaux et augmente le besoin d’outils de flexibilité sur les systèmes électriques. Ce contexte suscite un regain d’intérêt pour l’investissement vers certains types d’infrastructures : actifs de production flexible de petite taille, technologies de stockage, inter-connecteurs, compteurs électriques intelligents. Les business models de ces infrastructures diffèrent des schémas classiques et posent de nouveaux défis aux banquiers et aux investisseurs.

Évolution des investissements au sein des mix énergétiques

On observe un repli avéré des investissements dans les centrales baseload thermiques conventionnelles en Europe : reflet logique d’un repli global depuis la COP21 pour les investissements dans les centrales au charbon (divisés par deux
à 40 GW en 2016, et pénalisés par le retrait de nombreux bailleurs dans ce secteur), et reflet d’un problème de compétitivité pour les centrales au gaz. Les investissements dans les centrales type CCGT au gaz ne se justifient qu’en présence de ressources abondantes (Amérique du Nord, Moyen-Orient, Afrique du Nord…). Sans soutien règlementaire, la production au gaz est peu compétitive dans les pays importateurs (les coûts de transport pouvant représenter plus de la moitié des coûts), et en Europe, les retraits de capacité de centrales au gaz CCGT ont été plus importants que les nouvelles décisions d’investissement en 2016. Enfin, dans le secteur nucléaire, on observe peu d’annonces de nouveaux projets en Europe (UK, Finlande…) et une nette diminution mondiale (3GW en 2016, principalement en Chine).

A contrario, les politiques climatiques continuent d’encourager la croissance des capacités de production renouvelable et les centrales entrées en exploitation en 2016 représentent environ 75 % de la croissance de la demande cette même année. À l’horizon 2030, certains pays européens anticipent un accroissement des capacités renouvelables de près de 70 %. Désormais, la baisse des coûts unitaires permet une forte croissance des capacités sans nécessairement engendrer une forte croissance des investissements. Ceci est particulièrement vrai pour le solaire photovoltaïque dont la croissance des capacités au niveau global de
50 % en 2016 ne se traduit que par une croissance des investissements de 20 %.

Triplement de la production flexible

Le marché annuel de la production flexible est de l’ordre de 1 Md€/an et est amené à tripler d’ici à la fin des années 2020.

En effet, d’une part, la forte croissance des énergies intermittentes accroit le besoin (et la valeur) de la flexibilité pour maintenir l’équilibre des réseaux à l’aide de technologies capables de monter en puissance et de décroître leur facteur de charge rapidement à moindre coût – particulièrement dans un contexte où les sources de production de base restent peu flexibles (nucléaire). D’autre part, l’accroissement de l’intermittence entraîne une hausse de la volatilité des prix de marché de l’électricité, et l’occurrence de périodes de prix à la fois très élevées et très faibles. L’impact est immédiatement pénalisant pour les centrales de production de base classiques de type CCGT, mais est favorable pour les centrales flexibles pour lesquelles la valeur des prix de marché sur un petit nombre d’heures est déterminante.

L’émergence de nouvelles classes d’actifs

Les principales technologies capables d’offrir cette flexibilité concernent à la fois des technologies existantes comme les peakers (gaz/diesel) ainsi que des technologies émergentes comme les batteries. Dans une moindre mesure, les technologies de pompage hydro et les interconnecteurs contribuent également à limiter efficacement les effets de l’intermittence. Le potentiel de développement des technologies de pompage hydro reste toutefois limité, et la vocation première des interconnecteurs reste l’import/export de volumes électriques entre pays au titre d’un différentiel de prix structurel.

Les peakers sont des unités de faible capacité (2-10MW) dont l’avantage principal reste leur rapidité et leur faible coût de démarrage. Ceci permet une capture rapide de prix de pointe, et offre un service de stabilisation aux gestionnaires de réseaux. Avec des coûts d’investissements et des coûts fixes plus faibles que les centrales baseload de type CCGT, et malgré des coûts variables plus élevés, ils représentent après prise en compte des coûts de démarrage une réponse à la demande de pointe plus économique que les centrales classiques, et un service de stabilisation des réseaux pas uniquement complémentaire à une production baseload. Leur faible capacité leur permet également de se connecter à des réseaux de distribution, réduisant la congestion des réseaux de transmission.

Diverses technologies de stockage existent à différents stades de développement commercial : en sus des technologies matures de pompage hydro, les batteries Lithium-ion présentent le potentiel commercial le plus important en raison de la baisse continue de leurs coûts
(-65 % depuis 2010). Nous voyons apparaître des projets de production renouvelable couplés à des batteries, ce qui constitue une réponse efficace aux problèmes d’écrêtement dans les zones à forte production renouvelable, mais également des projets de batteries centralisés de large échelle à l’initiative des gestionnaires de réseaux.

La volonté des gouvernements européens de sécuriser l’approvisionnement crée enfin un environnement propice aux actifs de flexibilité à travers les marchés de capacités. Au Royaume-Uni, par exemple, le résultat des enchères de capacité à 8.4 £/kW/an en février 2018 est resté insuffisant pour permettre l’investissement dans de nouvelles centrales CCGT. Les attributions ont concerné principalement des unités de production existantes (86 %), et pour ce qui concerne les nouvelles infrastructures, des peakers gaz et diesel et des interconnecteurs.

Un business model différent pour le prêteur ou l’investisseur

Les revenus des équipements de production flexible sont beaucoup plus complexes à appréhender que les infrastructures classiques du secteur de l’électricité, dont l’analyse s’appuie en général sur le risque volume et le risque de prix (contractuel, régulé, ou marchand) :

  • revenus de capacité, en lien avec la disponibilité de l’actif, prévisibles et de long terme,
  • revenus de vente sur les marchés en période de pointe
  • revenus de stabilisation de fréquence des réseaux et de gestion des écarts, en général contractualisés à court terme,
  • revenus d’arbitrage heures de pointe/heures creuses pour les batteries

La part des revenus marchands et non contractés est plus difficile à prévoir, en raison de la forte volatilité des prix en période de pointe ou de la difficulté de prévision des variabilités intra-journalières. Les structures de financement généralement observées s’appuient ainsi principalement sur les revenus de capacité ou contractualisés, résultant en un levier plus faible et privilégiant les maturités courtes et les incitations au refinancement. De ce fait, l’investisseur doit faire face à une contribution en fonds propres significative et à une volatilité accrue des cash-flows des projets.

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