janv.
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2010 | Deloitte distingue les 10 principales tendances du secteur de l’Energie
Deloitte livre les réflexions de ses experts de l’énergie sur les tendances de l’année à venir et ce que cette dernière peut augurer des suivantes. Ces 10 Prédictions sont le fruit de travaux internes, de consultations des acteurs du marché et des analystes. Elles comprennent : la sortie de crise, la restructuration du secteur, la stratégie des compagnies nationales et des pays producteurs, l’essor de réseaux intelligents, le dilemme du charbon, la renaissance du nucléaire, les promesses du solaire, l’avenir des marchés de quotas, et l’efficacité énergétique.
L’année 2010 s’ouvre sur une situation qui brouille les signes : les prix déprimés de l’électricité et du gaz ne reflètent pas les tensions sur les capacités qui, à moyen et long terme, vont s’intensifier. Si la disponibilité de la ressource est acquise pour le gaz et le charbon, tel pourrait ne pas être le cas pour le pétrole ou l’électricité. Les investissements nécessaires à satisfaire la croissance de la demande énergétique mondiale demeurent pharaoniques sans compter le coût de la contrainte carbone.
1 - Nous sortons de la crise, mais comment?
Les politiques de relance vont largement déterminer le profil de la reprise, lequel va à son tour dessiner la courbe à terme des prix des énergies. Crise en « V » ou crise en « U » ? En fait, les plans de relance pourraient engendrer une surchauffe temporaire de l’activité laquelle, saturant les capacités des compagnies de services, parapétroliers notamment, pourrait déboucher sur une hausse des prix, suivie d’un nouveau fléchissement de la croissance (Crise en « W » ou « double-dip »).
2 - Fusions-Acquisitions: des opérations ciblées reprennent
La baisse des prix des énergies dès la fin 2008 ampute les revenus des producteurs ainsi que leurs valeurs boursières, créant ainsi des opportunités de marché. Dans le secteur du pétrole et du gaz, les « purs » producteurs sont devenus des cibles tandis que l’intérêt des majors se porte sur les huiles lourdes (et gaz non conventionnels) avec la remontée des prix et que les National Oil Companies (NOC) privilégient des coopérations plutôt que des acquisitions. Dans le secteur minier, la consolidation va se poursuivre entre les acteurs de petite taille. Pour les autres, la raréfaction des cibles ne laisse la voie qu’à quelques grandes transactions par ailleurs difficiles à conduire entre poids lourds. Pour les compagnies électriques et gazières, durement affectées par la baisse de la demande et des prix ainsi que par l’augmentation du coût du capital, le dilemme se pose entre réduire les investissements ou rémunérer l’actionnaire.
3- Les compagnies nationales privilégieront des accords entre elles
Les NOC devraient confirmer leur préférence pour des coopérations entre elles, notamment les grands importateurs soucieux de la sécurité d’approvisionnement de leur marché domestique et les grands producteurs à la recherche de financement des nouvelles infrastructures. Les prêts chinois remboursables en pétrole pourraient ainsi faire école.
4- Nationalismes pétroliers et émergence de compétences locales
Gardiennes des droits miniers de l’Etat producteur, les NOC aspirent en outre à acquérir les compétences en matière de conduite de grands projets et la maîtrise technologique des International Oil Companies (« IOC »). A cette fin, les NOC vont accentuer leur exigence de renforcement des compétences et responsabilités locales à l’intérieur des opérations, au détriment de la part historique des IOC.
5 – L’essor des réseaux intelligents
Un réseau intelligent est un réseau électrique doublé d’une technologie numérique permettant (i) de réduire et d’aplanir la demande et (ii) d’intégrer plus efficacement la fourniture en base comme l’intermittence des renouvelables. Dans une industrie dont l’efficacité moyenne est de 33%, une meilleure gestion immédiate de la demande pourrait réduire les besoins de nouvelles capacités de génération, tout MWh électrique économisé au niveau consommation correspondant à 3 MWh thermique économisé d’énergie primaire.
6 – Va-t-on résoudre le dilemme charbonnier?
S’il est disponible en abondance à un coût marginal faible dans les zones de forte demande, le charbon a pour inconvénient de rejeter près d’une tonne de CO2 à l’atmosphère pour tout MWh électrique produit. La technologie des centrales à charbon dotées d’équipement de Capture et de Stockage du Carbone (« CSC ») promet une production d’énergie « décarbonée » à une échelle comparable au nucléaire. A court et moyen terme toutefois, pour un investissement équivalent à celui de l’atome, avec une efficacité énergétique en baisse de 20%, le charbon propre fait doubler le coût de l’électricité. Le prix de marché du carbone ne comble pas aujourd’hui cet écart.
7 - Le nucléaire: sa renaissance est certaine, sa croissance ralentie par la crise ; sa contribution restera modérée
Sur les vingt années à venir, la part du nucléaire dans la génération électrique mondiale resterait stable ou déclinerait légèrement, selon les hypothèses de demande électrique, de politiques climatiques ou d’indépendance énergétique, d’arrêt ou de prolongement des tranches nucléaires en service, ou de résistance de l’opinion. La crise financière pourrait retarder un certain nombre de projets, du fait de la détérioration du crédit des maîtres d’ouvrage, de l’indisponibilité des financements ou de la pénurie d’ingénieurs nucléaires. En fait, la relance du nucléaire a surtout besoin, non de subventions publiques, mais d’un prix long terme du carbone.
8 – Renouvelables: les promesses du solaire
Les énergies renouvelables sont fortement affectées par la crise financière dans les pays de l’OCDE. Le paquet climat en Europe, par les contraintes qu’il impose à l’horizon 2020, est responsable de la prédominance du choix de l’éolien, seule technologie renouvelable « mûre », mais dont les limites apparaissent de plus en plus. A moyen et long terme, le rayonnement solaire constitue une ressource d’énergie primaire abondante, en Afrique du Nord et Sub-saharienne ou au Moyen-Orient, qui, portée par des coûts d’investissement en baisse, pourrait assurer la fourniture à des zones de pression démographique forte aujourd’hui privées d’électricité, votre exporter vers le sud de l’Europe .
9 – Après Kyoto, Copenhague…: la piste du Cap-and-Trade sectoriel?
Le sommet de Copenhague s’achève sans avoir posé les bases de négociation d’un cadre global contraignant de réduction d’émissions. A ce jour, l’EU ETS constitue le seul mécanisme en place de marché du carbone. L’inégalité de l’allocation des quotas prive cependant les investisseurs d’une vision claire et long terme sur le coût véritable de la réduction des émissions. La volatilité du prix en second lieu nuit à la mesure précise de l’économie du charbon propre et du nucléaire, donc à leur financement. La fixation d’un prix plancher du carbone (« floor »), équivalent à une taxe par défaut, donnerait une plus grande visibilité à long terme au mécanisme de formation du prix. Enfin, un marché de quotas intra-sectoriel, aujourd’hui envisagé par le secteur de l’aviation ou du commerce maritime, pourrait éviter certaines distorsions entre industries ou entre pays.
10 – Accroître l’efficacité, réduire la demande
La demande énergétique augmente de 45% d’ici à 2030 selon les experts. Ce scenario n’est compatible avec les objectifs de limitation de concentration de CO2 à 450ppm qu’à la faveur d’une baisse de la demande à concurrence de 40% des efforts de réduction d’émissions. Un déploiement à grande échelle des systèmes de contrôle, mesure et automatisation, permettant aujourd’hui de réduire la consommation finale jusqu’à 30% dans le résidentiel et 20% dans l’industrie, est inévitable.
Etude complète Energy Predictions 2010 disponible sur demande auprès de Céline Coulaud, ccoulaud@deloitte.fr ou Nuno Afonso nuafonso@deloitte.fr
Source : Communiqué Deloitte
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