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PDS 2005 Direction de la Stratégie Groupe Les Énergies renouvelables (EnR) dans le groupe Positionnement stratégique Ad Hoc du 14 mars 2005 8 mars 2005.

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1 PDS 2005 Direction de la Stratégie Groupe Les Énergies renouvelables (EnR) dans le groupe Positionnement stratégique Ad Hoc du 14 mars mars 2005 Dossier établi par la DS avec des apports de : DPAN, DEDD, DPI (Enerthy), DC, DICAP, ex BCD, DPFT, DRD, DOAT (Sesame), Controlling stratégique

2 PDS 2005 Page 2 Un contexte externe qui pousse au développement des EnR et interroge notre stratégie Amplification de la Régulation et des incitations de la part des pouvoirs publics Des ruptures économiques Tension sur production classique de nouveaux modèles de nouveaux marchés de nouveaux acteurs Un contexte énergétique en crise annoncé De nouveaux pays qui émergent (Asie, Europe de lEst,..) avec des besoins énergétiques importants Des réserves prouvées dhydrocarbures qui savèrent fortement sur-évaluées Un phénomène effet de serre qui devient de plus en plus prégnant Des risques géopolitiques Développement des EnR Des évolutions technologiques EnR favorables Progrès techniques améliorant la rentabilité économique Normalisation européenne des matériels et nouvelles ruptures possibles (Chine) Relais technologiques à long terme en cours de développement ou dexpérimentation (piles à combustible, photovoltaique) Une attente plus forte de la société Sensibilisation des clients aux problèmes environnementaux Les collectivités locales cherchent à agir sur la politique énergétique locale Face à ce développement, EDF peut être un industriel actif, passif ou opportuniste …

3 PDS 2005 Page 3 La stratégie du Groupe est à définir face à 3 enjeux qui interagissent Rechercher lengagement du Groupe dans les projets dégageant une rentabilité satisfaisante Faire émerger ou consolider la maturité technique des différentes filières EnR Valoriser au mieux les actions réalisées et tirer parti de la notoriété que de telles réalisations sont susceptibles dapporter Rechercher pour le Groupe, dans le cadre réglementaire actuel (1), la meilleure adéquation possible entre ces 3 enjeux Enjeu dimage Enjeu économique Enjeu technologique (1) Lévolution des mécanismes réglementaires de financement des Services Publics (CSPE) dont ENR peut être envisagée ou souhaitée mais doit être examinée plus globalement en matière de lobbying (voir slide 30)

4 PDS 2005 Page 4 Enjeu dimage : en labsence dune volonté politique suffisamment affirmée, le grand public a une vision contrastée des EnR, plébiscitant toutefois lénergie solaire Maturité de la position du grand public vis à vis des EnR Indifférence Sensibili sation informat ion Naïveté Engagé Prêt à Expérie nce/test Opposition EnR peu connue du grand public Une source dénergie aujourdhui plébiscitée à 74 % Pas de distinction entre le sol thermique et PV Une position de principe assez favorable qui toutefois se transforme parfois en opposition forte dune minorité lors de la réalisation des projets concrets Désillusion Hydraulique Une EnR historique qui nest pas mise en valeur et qui est à risque aujourdhui (cf. interview WWF) car non considérée énergie verte 1) Baromètre Environnement EDF-R&D, France, DRD, 2002 Souhait exprimé de développement par type dEnr Biomasse Hydraulique Solaire (th. et pv) Eolien Maturité maturité

5 PDS 2005 Page 5 Face à cette vision, la position dEDF sur les ENR est mal ressentie, suscitant une forte attente, dautant que nos concurrents sy engagent déjà. 1) Baromètre Image EDF dans le Public –DICAP, 10/ Sondage Ifop / Observatoire du développement Durable, 11/2003 2) Etude EDF DRD sur focus groupes ) Limage dEDF auprès des décideurs et acteurs régionaux – DICAP, 2003 : étude réalisée auprès délus, dirigeants dentreprise, hauts fonctionnaires et relais dopinion (responsables dassociations et journalistes) (4) Interview interne Une communication au fil de leau, le minimum nécessaire pour « suivre le mouvement EnR» Des engagements de développement EnR génériques (agenda 21) Exploitation forte de limage de lhydraulique Depuis 2002, mise en avant dun développement équilibré du mix énergétique Pas de communication explicite dEDF sur les EnR (source DICAP) Toutefois un engagement dEDF sur le Développement Durable reconnu mais reposant plus sur lengagement social de lentreprise que sur lenvironnement EDF est considérée comme une entreprise engagée dans le DD (33%) devant GdF (12%) et Leclerc (10%) 1 …mais avec une mauvaise note sur le thème de lenvironnement, qui apparaît par ailleurs un critère de jugement moins important même si 35% demandent des efforts plus importants en la matière 1 EDF est un acteur qui ne pousse pas à leur développement ………. voire en freine le développement 2 Les développements actuels déoliennes dans les enceintes des centrales nucléaires peut laisser le public sceptique et perplexe vis-à-vis de lattitude EDF ( 4 ) EDF nest pas perçu comme un acteur du développement des EnR, ce qui peut être traduit comme une opposition Mais une attente légitime dun positionnement du groupe EDF, « électricien » historique, qui ait valeur dengagement EDF n'aura pas le choix, en terme de survie (perception de la finitude des autres ressources) 1,2 EDF électricien historique ne peut pas se désintéresser de la production délectricité à base dEnR 3 Suez à hauteur de 100 à 200 MW, Endesa pour 200 MW, Iberdrola 132 MW Nos concurrents se sont déjà engagés à développer léolien en France pour affirmer leur ancrage territorial

6 PDS 2005 Page 6 Les collectivités locales entendent légitimement relayer ces attentes de la société en étant moteur du développement des EnR sur leur territoire Les collectivités locales sont acteurs locaux de la politique énergétique nationale… Les lois de février 2000 et de janvier 2003 réaffirment les compétences des collectivités locales en matière de distribution d'électricité. Elles insistent en particulier sur leur qualité de collectivités concédantes, garantes au niveau local de la qualité du service public et de la protection des usagers. Les collectivités locales peuvent également intervenir en matière de maîtrise de la demande d'électricité des consommateurs et de production décentralisée d'électricité. …et du développement des énergies renouvelables Les collectivités locales sont consommatrices dénergie, catalyseurs dintervention du secteur privé sur leur territoire et autorités organisatrices du service public de lélectricité avec une compétence récente dans la demande délectricité. La loi du 10 février 2000 invite les collectivités à développer leur intervention dans le domaine des énergies renouvelables (EnR). Elles sont aussi incitées par les populations quelles représentent puisque les enquêtes dopinion montrent que la plupart des concitoyens estiment que le développement des EnR fait désormais partie du service public. et souhaitent être moteur de ce développement illustré par la signature entre l'Ademe et la FNCCR d'un accord cadre d'une durée de trois ans pour favoriser l'utilisation des ENR et maîtriser la demande d'électricité.

7 PDS 2005 Page 7 EDF est considéré par les collectivités comme un partenaire naturel et légitime mais aussi comme un partenaire qui développe peu les EnR EDF apparaît comme le partenaire recherché par les collectivités pour leur projet de production dénergie Une nécessité de positionnement du groupe vis à vis des collectivités locales et de leur projets de développement des EnR Mais les collectivités locales attendent d EDF un engagement plus fort dans le développement des EnR Enquête Basic mai 2004 : Quelles sont les sociétés qui sont et qui pourraient être partenaires

8 PDS 2005 Page 8 Proposition de positionnement du Groupe en terme dimage Le Groupe EDF est le Premier producteur à base dEnr en France, le premier opérateur éolien en France, lun des premiers producteurs délectricité à base dEnR en Europe, grâce essentiellement à son parc hydraulique et aux activités des filiales françaises et étrangères La position actuelle du Groupe est potentiellement favorable en terme dimage Mais cet engagement est peu connu ou non reconnu par le grand public et les collectivités probablement brouillé par limage nucléaire du Groupe Rendre visible et lisible ce que le groupe EDF est, et fait déjà en terme dEnR Un positionnement qui contribue à limage du Groupe à linternational mais … qui perdra de sa force du fait dun développement inexorable des EnR entraînant, en Europe et dans le monde, lérosion de notre place relative au sein des EnR qui est insuffisant par rapport aux attentes du public et des collectivités en matière de développement des EnR sur les territoires où nous sommes acteurs énergéticiens Expliquer la réalité et les limites de chacune des filières pour conforter la légitimité de nos choix en France Afficher clairement sur les territoires qui sont les nôtres, des objectifs de développement pour les filières EnR que nous avons décidé de soutenir et de développer Une pédagogie attendue du fait de notre position de référence en France sur lensemble de la chaîne : producteur, commercialisateur, transporteur et distributeur Ce constat conduit à proposer pour le Groupe un positionnement dimage visible et lisible appuyé sur un discours responsable et plus ambitieux Un positionnement accompagnateur de notre projet industriel, donnant une visibilité aux ambitions du Groupe sur ses territoires, mais… un positionnement qui ne répond encore quimparfaitement en France aux attentes du public et des collectivités du fait de la légitimité acquise par notre position historique de « producteur national délectricité »

9 PDS 2005 Page 9 Enjeu économique : des contraintes multiples pour une stratégie adaptée Une contrainte Capex Effet CSPE (France) Rentabilité de la filière Un impact sur les outils de production et de transport Certificat verts (Italie et GB) Gestion du risque Le marché des EnR impacte la nature et le développement du parc de production et de transport/ distribution et donc la rentabilité des actifs existants ou à créer. Quelle conséquence financière sur RTE et sur léquilibre amont/aval dun développement de léolien et dun engagement fort dEDF en France La période actuelle est celle du développement des EnR (meilleurs sites et projets). Cest aussi la période à faible Capex pour le Groupe. Dans les pays avec quotas ( Italie et GB), nos filiales ont à opter entre achat de certificat et/ou construction de moyen de production à base dENR. Avec laugmentation des prix de gros, la compensation est de moins en moins optimale au regard des coûts évités Les filières technologiques sont en développement ou à peine mature, quelle couverture des risques à terme (risque industriel et financier) Comme tout marché émergent, la rentabilité sur la chaîne de valeur reste à positionner. Face à une limitation des Capex, quels montants allouables aux ambitions du groupe ? Quelle vision de limpact économique de lévolution de la régulation dans chaque pays? Quel intérêt économique à développer les obligations dachat, doit on être acteur pour capter une partie du marché créé ? Quelle ambition sur chacune des filières? Quelle maîtrise financière des risques? Quelle rentabilité pour quel positionnement sur la chaîne de valeur ?

10 PDS 2005 Page 10 Solaire photovoltaïque : une filière en croissance dynamique (+30 %/an) portée par lAllemagne, mais qui reste marginale pour répondre aux enjeux européens de production délectricité Solaire Thermique : une filière en croissance de 25 %/an en Europe (y compris en France) Enjeu technologique : des filières technologiques plus ou moins matures quil faut prioriser Léolien terrestre : Un marché en forte croissance (+ de 10%/an) avec un enjeu de MW à installer dici 2010 sur le G5 représentant un investissement de 20 Md Production délectricité à base dEnR La Biomasse : un potentiel de développement technique en cogénération de 1000 MWe électrique en France dici 2010 et des taux de croissance de % sur le G5. Une filière à enjeu local car limité par laccessibilité et le caractère diffus des ressources locales La géothermie profonde : la seule géothermie à offrir quelques gisements nouveaux mais une technologie non maîtrisée aujourdhui et une filière qui ne devrait pas voir le jour avant 2010 (une expérimentation du groupe en cours à Soultz) Lhydraulique : un potentiel de développement limité, des contraintes environnementales fortes liées au classement des cours deau et un contexte juridique français en évolution (remise en cause des concessions) Léolien offshore : Un marché théoriquement prometteur (20000 MW sur le G5 ) dont le démarrage na pas commencé en raison des coûts de raccordement, lenjeu pour le groupe est un enjeu de veille technologique et de recherche de compétence (UK) Seuls lhydraulique, léolien, la biomasse et le solaire (1) présentent des enjeux de court terme et donc des opportunités stratégiques à étudier pour le groupe Production dénergie à base dEnR intégrée au bâti LHydrolien : une technologie au stade de lexpérimentation où les gisements restent à évaluer Production combinée délectricité et de chaleur à base dEnR (1) Les PAC nont pas été examinées en détail et seront assimilées avec les offres ENR thermiques dans un deuxième temps

11 PDS 2005 Page 11 LHydraulique : un enjeu défensif en France et en Italie de maintien de nos capacités actuelles et un enjeu plus offensif à examiner dans un 2 eme temps. Mini hydraulique France : un enjeu de développement qui reste limité Concessions de grande hydraulique en France Un potentiel techniquement réalisable de 2000 MW mais seulement 100 MW (+ 0,4 TWh) réellement exploitables économiquement et acceptables localement. 8 TWh en jeu dici 2015 à préserver pour EDF Risque de perte de concession : mise en concurrence systématique des concessions en renouvellement : Suez et Endesa se positionnent Risque daugmentation des débits réservés dici 2013 dans le projet de Loi sur leau - 2,3 TWh de pertes potentielles dici 2013 pour EDF et une augmentation des émissions de 1 MtCO 2 par an du fait de la perte de capacité de modulation Sur lhydraulique, lenjeu de maintien du productible est principalement défensif et nécessite : La prise en compte de ces risques par lensemble du Groupe Le lobbying nécessaire au niveau des Commissions Locales de lEau La mise en place dune mission renouvellement des titres par Enerthy et Edison Le développement de synergies en France entre Enerthy et les délégations régionales En cas de concurrence frontale, les opportunités dacquisition de concessions en renouvellement : Italie, Suisse, France (CNR, SHEM) sont à examiner au regard des intérêts déjà existants du groupe en Suisse et aux protectionnismes italiens et suisses … et dans un contexte européen peu pro-EDF Concessions hydrauliques en Italie Risque sur les renouvellement des concessions : 667 MW en renouvellement Soit 2,5 TWh à préserver pour Edison dici 2012 Développement de nouvelles capacités via appels doffres : 250 MW dont EDF pourrait obtenir 40 à 50 % (Gavet : seulement 60 GWh supplémentaires…..) + 0,6 TWh de capacités à développer (fil de leau)

12 PDS 2005 Page 12 Léolien : Marché actuel de léolien sur le G5 et position du groupe EDF Chiffres MW 280 MW 390 MW 67 MW 890 MW 39 MW 520 MW 38 MW MW 28 MW EDF (ensemble des participations du groupe) 30 Md investis depuis 10 ans en Europe…où la France apparaît de plus en plus comme une exception …une filière qui représentera en 2010, MW sur le G5 soit 15% de la puissance électrique installée et 5% de la consommation Le groupe noccupe une place significative quen France, en Italie et au Portugal 335 MW 5450 MW MW MW

13 PDS 2005 Page 13 Ebit/CA Coût réel ** Le développement de léolien terrestre est fortement capitalistique mais peut aussi être financièrement attractif Ebit FranceRoyaume UniAllemagneItalieEspagnePortugal 80 MWh98,5 MWh*81 MWh130 MWh*80 MWh***91 MWh 47 MWh70 /MWh42 /MWh94 /MWh45 /MWh56 /MWh Rémune- ration** MWh28 MWh39 Wh36 MWh35 MWh 59%71%52%72%56%61% Structure de coûts retenue (hors frais financiers et rémunération des capitaux propres) Structure moyenne de coût de léolien en /MWh Amortis. Exploitation & Maintenance Marge de léolien en /MWh estimation moyenne sur la base dun contrat dachat signé en 2004 (hors rémunération du capital) *) Valeur de lélectricité + certificat vert (pendant les premières 8 années en Italie). En Italie, le prix du CV peut varier dans le temps, mais les conditions du marché font croire quil va rester élevé durablement **) Valeurs moyens par pays : source DRD/EDFEN ***) y.c subventions régionales source CVA Sur la base dun fonctionnement de 2200 h/an base 15 ans Amortissement linéaire sur 25 ans Source: EDF R&D, CRE, EDFEV, Étude Syndicats Énergies Renouvelables Nota : Coût Investissement 1000 k/MW installé pour léolien terrestre et 2500 k/MW pour loffshore Source CVA Les marges attendues sont compatibles avec les objectifs de rentabilité du Groupe 15 Fonct H/a ** Ces approches ont donné lieu à approfondissement par le Controlling Stratégique (cf : dossier spécifique transmis séparément)

14 PDS 2005 Page 14 Le cas particulier de léolien offshore Une activité industrielle naissante fortement capitalistique Premier parc expérimental en 1991, moins de 600 MW installés en Europe (dont les ¾ depuis moins de 4 ans), 10 parcs vraiment significatifs, k/MW (suivant site), soit environ M pour un parc « standard » Potentiel total de MW en France et MW Grande Bretagne Potentiel total de MW en France et MW Grande Bretagne Une activité risquée sur le plan technologique pour EDF Pas dexpérience offshore dans le groupe : des partenaires et sous traitants appropriés sont donc à trouver. Lingénierie du groupe assurera une Assistance à Maîtrise dOuvrage. Un REX international faible et pas toujours favorable (démontage nacelles Horns Rev) Des conflits dusage potentiels (tourisme, pêche) à gérer par un choix optimum du site et une bonne concertation. Mais a contrario Un positionnement attendu de la part dEDF vu le caractère industriel des installations, Des sites peu nombreux à préempter aujourdhui Malgré le nombre limité de sites, un relais de croissance potentiel à moyen terme, car les vrais acteurs devraient être peu nombreux Des projets instruits par le groupe sur lesquels il faut se prononcer : 1 en UK, 3 en France Positionnement sur léolien offshore : un développement mesuré, au travers dune ou deux réalisations à horizon 2010, menées en partenariat. En France, lInvestissement est mobilisé à partir de 2008

15 PDS 2005 Page 15 PDM du groupe EDF en 2004 PDM accessible pour le groupe en 2010 Oui 0% Italie 2900 MW France 6000 MW G5 : Les marchés accessibles en 2010 et les parts de marché actuelles du Groupe donnent une première priorisation des potentiels de développement La France et lItalie présentent pour le Groupe des opportunités de développement avec un marché encore important et accessible malgré une part de marché relative en France qui sérode …. Compte tenu du portefeuille actuel de projets, le Portugal peut rester un champ de développement pour EDF EN Royaume-Uni 5300 MW, un marché à forte marge mais déjà saturé où EDF est peu présent Installé 2003 Projets pré-emptés hors EDF Projets développés par EDF Marché encore disponible Espagne MW, des pdm accessibles importantes mais un marché oligopolistique et à marges limités doù EDF est absent 5%10%15%20% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 25% 60% EDF acteur majeur, pdm accessibles importantes en 2010 (30%), marges importantes EDF acteur majeur actuel, pdm accessibles importantes en 2010 (75%), marges normales Allemagne MW, un marché saturé et très peu structuré, à faibles marges, où EDF est absent Portugal 3000 MW EDF présent, pdm accessibles importantes en 2010 (35%), marges normales

16 PDS 2005 Page 16 Cette priorisation est à croiser avec les besoins des entités du groupe au titre de leurs obligations réglementaires nationales Certificats verts Seuls Edison et EDF ENERGY filiales sont soumis à des obligations de productions dEnR au travers des certificats verts Obligation Prod Besoin estimé de lentité en 2010 MW sup. éoliens envisagés EDF Energy4,3 – 10,4%6 TWh900 MW (2) (1/3 besoin) EDISON2,7 – 4,8% (3) NR400 MW (3) terrestre EnBWNéant-- EDFNéant-- Permis dEmissions Négociables Le coût du C02 évité en France par la production éolienne de lordre de 100 à 150 /tCO 2 est très loin des coûts de marché du CO 2 actuels et estimés en 2010 (10 à un maximum de 20 /tCO2) La construction déolienne nest pas une réponse économique aux besoins éventuels du groupe en CO 2 à moyen terme (1), mais contribue à la diminution des émissions de CO 2 Au titre de la réglementation, les besoins minimum dici 2010 sont de MW pour les filiales anglaise et italienne (1) La question des mécanismes de développement propre (MDP) ne fait pas lobjet dune réponse dans ce cadre (2) Choix dEDF ENERGY de couvrir ses besoins par 1/3 de PPA, 1/3 dachat spot, 1/3 de construction de moyens propres afin de minimiser les risques (3) Projection des prévisions dEDISON (200MW) de la période sur (hypothèse dun nouveau décret prolongeant les obligation + à,35%/an) (4) Source DOAAT : Léolien permet déviter gCO2/kWhéolien en France, soit environ 3 MtCO2 évités par an dans lhypothèse de 6000 MW installés Toutefois, l éolien contribuera à la diminution des émissions de CO2 du groupe en France à hauteur de 10 à 15 % (4)

17 PDS 2005 Page 17 En France, le Groupe doit concilier différents rôles : producteur prédominant, acheteur obligé et vecteur de laction politique de lEtat actionnaire Le modèle économique : coût obligation dachat + coût variabilité de la production - compensation au titre de la CSPE - coûts évités de production En France, EDF a lobligation de racheter lénergie produite suivant un tarif dachat réglementé. La différence entre ce prix dachat et les coûts évités pour EDF est compensé au travers de la CSPE Actuellement la notion de coût évité est pour ladministration calquée sur le coût du kWh sur le marché de gros Ce mécanisme de financement (slide 30) et de compensation (slide 17) nest pas forcément pérenne pour accompagner le développement des ENR en France, mais il constitue actuellement le cadre du modèle économique de leur développement et donc le fondement du positionnement industriel du Groupe en France pour la période Une nécessité pour EDF darbitrer entre les intérêts économiques dEDF acheteur et dEDF développeur

18 PDS 2005 Page 18 Dans le respect du corps dhypothèses, le financement du développement de léolien via la CSPE ne présente pas de rupture probable avant 2010 Hypothèses Maintien du plafond (7%TB au delà des augmentations du tarif déjà prévues Tarifs de rachat inchangés Stabilisation à partir de 2006 du prix de gros : 35 MWh Cogénération : extinction de obligation dachat à partir de 2011 (de 17 TWh en 2010 à 0 TWh en 2015) Éolien terrestre :arrêt de la croissance du flux entre 2010 et 2015 Eolien Offshore : démarrage après 2010 Hydraulique et autres EnR : stabilisation à partir de 2007 Plafond Max CSPE ( 7%du tarif 6 kvA) M +3% +2% Un système de financement des obligations dachat à surveiller toutefois en cas de : retournement du marché de gros maintien du blocage des tarifs évolution des tarifs dachat ZNI Eolien terrestre Eolien offshore Cogénération hydraulique Hypothèse maximale développement 6000 MW éolien dont 500 MW offshore en 2010

19 PDS 2005 Page 19 Coût de lintermittence : un sujet sensible propre à chaque pays et à lorganisation de son marché avec une communication souvent orientée mais …. Lintermittence de léolien: une variabilité de la production liée à la maîtrise de la prévisibilité qui nécessite des capacités de réserve supplémentaires Une nécessité de prévoir des moyens de réserve supplémentaire pour faire face aux variabilités infra- horaires et infra-journalières : un coût de réserve pouvant atteindre 2 /MWh éolien en 2010, valeur probablement inférieure en France du fait de lexistence de deux régimes de vent distincts, contrairement à lAllemagne Jour MW Real [MW] Forecast [MW] Jour MW Real [MW] Forecast [MW] Des coûts générés qui sont liés aux écarts entre prévisions et réel Peu de coûts générés, malgré une très forte fluctuation du fait de sa prévisibilité Des coûts générés qui sont liés aux écarts entre prévisions et réel Peu de coûts générés, malgré une très forte fluctuation du fait de sa prévisibilité Illustration : fluctuation et prévision en Allemagne Pmax inst Production éolienne en Allemagne du 28 Avril au 4 Mai 2003 et prévision à 7H la veille Une certitude : une prévisibilité en J-1 plus fiable Une forte fluctuation journalière Une grande difficulté à prévoir le vent à des horizons dépassant 72 h mais problème similaire à celui de la prévision de consommation avec laléa de température (source DOAAT et RTE) Une contribution à la pointe de 15 à 20 % Une réalité :

20 PDS 2005 Page 20 Quelque soit le prix de rachat de lénergie produite, les mécanismes de rachat occasionnent en 2010 un surcoût non neutre pour EDF Un surcoût qui peut atteindre en 2010 entre 100 et 200 M/an en fonction de la taille du volume éolien développé en France (3000 MW ou 6000 MW) Coûts évités (source DOAAT) En 2010, le coût évité résulte uniquement de la production substituée (nucléaire, fuel, charbon, import/export, effacement), à cet horizon on suppose que le mix de production résulte de décision déjà prises aujourdhui En 2020, le coût évité est valorisé par la production substituée et le développement de moyens évité (CCG et TAC) P éolien installée en France en MW surcoût pour EDF en M/an / MWh Obligation dachat Intermittence 0–2 /MWh CSPE Coût évité de production en 2010 (source DOAAT) Hypothèses : prix ruban 35 /MWh Fonctionnement 2200 h illustratif Cet écart entre coût évité de production et prix du MWh éolien acheté, net de CSPE, représente un surcoût pour le Groupe illustratif

21 PDS 2005 Page 21 Ce surcoût peut être limité en agissant sur plusieurs leviers daction (1/2) 1. Capter le maximum de la marge amont en renforçant nos positions en France sur léolien En fonction des Capex alloués, un surcoût qui peut être en partie compensé Linternalisation de la marge exploitant procure un gain peu significatif : 10 M/an en 2010 pour une Pdm de 30% Impôts Amortis. Exploitation & Maintenance (*) Hypothèse investissement type 25 % de fonds propres et 75 % demprunts sur 12ans à 5% La maîtrise dœuvre dexploitation ne répond pas à lenjeu économique mais permet de mieux maîtriser les risques de la fin de garantie fournisseurs et de pérenniser ainsi la marge globale amont Par contre, la maîtrise de la performance de notre parc et donc la garantie de notre marge amont pose la question dinternaliser dans le Groupe la maîtrise dœuvre de lexploitation maintenance face aux constructeurs. Illustratif PdM EDF en % Capex en Md % Illustratif PdM EDF Surcoût en M/an en Capex en Md 80%Pmax inst GW Illustratif 50% Intégrer dautres marges de la chaîne de valeur amont : maître dœuvre de lexploitation Frais financiers Rn/Ca 28/33% 22-26

22 PDS 2005 Page 22 Ce surcoût peut être limité en jouant sur plusieurs leviers daction (2/2) 3. Par un changement de la référence de calcul des compensations dobligation dachat, avec toutefois le risque mortifère dune révélation du prix marginal dEDF Ce levier nest, de plus, plus dactualité à court terme (clarification récente de la règle ). 4. Par un transfert de lobligation dachat du producteur vers le transporteur qui permettrait de transférer les surcoûts sur le Tarif dacheminement RTE serait de fait un acteur du marché en cas dexcédent avec pour risque principal de faire émerger le prix marginal dEDF du fait du débouché aval contraint par les Tarifs … …et renforcerait les arguments du RTE pour se doter de moyen de pointe empêchant la révélation du prix réel de la pointe 5. Par un développement des interconnections pour faciliter la commercialisation des MWh verts supplémentaires sur le marché de gros Impôts Amortis. Exploitation & Maintenance 33 Frais financiers 22-26

23 PDS 2005 Page 23 Autre zones (Péninsule Ibérique, Grèce, USA), le développement reste soumis au potentiel de Capex du groupe, à la rentabilité globale attendue de EDF EN et à lévolution du partenariat avec lactionnaire historique dEDF EN Proposition de positionnement du groupe sur léolien En France, un engagement fort dEDF EN est attendu. Cet engagement : répond à lenjeu dimage lié à la position de référent du Groupe sur son marché historique réduit le manque à gagner du Groupe sur un marché qui se développera quelque soit la position dEDF. consolide la position du Groupe en cas dapparition du marché des certificats verts. correspond à une position financièrement attractive bien que consommatrice de Capex En GB et Italie, lobjectif est de développer les besoins nécessaires au respect de la réglementation : 1300 MW (1) soit 1,3 Md de Capex nécessaires dici 2010 (1): comprenant une position limitée sur léolien offshore afin dacquérir des compétences : participation minoritaire à un projet pilote en GB associé à une ingénierie spécialisée dans loffshore Soit un besoin en Capex pour EDF EN se situant entre 0,9 Md et 1,7 Md (pour un parc national se situant entre 3000 MW et 6000MW installés en 2010) Ce positionnement en tant quacteur majeur de léolien en France nécessite : de réorienter la trajectoire du développement dEDF EN France en lien avec lévolution de son partenariat capitalistique (principalement sur compte tenu de linertie des projets) de piloter cet outil industriel (pérennisation de la marge et contrôle de limage) à travers lacquisition et le contrôle de la compétence de maîtrise dœuvre exploitation maintenance … et dêtre bien entendu irréprochable dans notre mission de service public pour le traitement des raccordements En France, cet engagement se traduit par lobjectif datteindre 30% de pdm en 2010

24 PDS 2005 Page 24 La biomasse : un rythme de développement contrôlé par les dispositifs législatifs de soutien de chaque pays… En France, en létat actuel de la régulation, les enjeux biomasse à des fins de production délectricité restent limités malgré des gisements techniques importants et des objectifs politiques ambitieux LAllemagne, la Grande-Bretagne et lItalie bénéficient dune législation plus favorable au développement de la biomasse à des fins de production délectricité Allemagne : des politiques volontaristes, nationales ou mises en œuvre par les Länders, ciblées sur différentes ressources comme la récupération de biogaz sur de petites installations agricoles, filières bois / bois de rebut/ méthanisation. Un marché occupé par une variété dacteur. Royaume-Uni et Italie: des incitations via le système de certificats verts poussant le développement de lensemble des filières : Dalkia profite de ces opportunités financières sur ces marchés habituels. Espagne : une valorisation de lélectricité plus intéressante. Des projets en cours de développement par EDF EN. Mais la décroissance des tarifs dachat pourrait mettre un terme au développement actuel. Les tarifs de rachat de lélectricité produite à partir de biomasse se situent entre 49 et 61 /MWh (hors appel doffre) pour un seuil maximal de 12 MWe alors que le coût de production dune installation de bioélectricité est généralement supérieur à 60 /MWh. Il y a peu de chance que des évolutions technologiques parviennent dici 2010 à faire baisser significativement ce coût Pour les installations simplement électrogènes de puissance minimum de 20 MWe, la rentabilité ne peut être atteinte, même si le combustible est gratuit, quavec un prix dachat provenant des procédures dappels doffres Les projets de type co-génération peuvent savérer économiquement justifiés mais restent limités par la nature et la quantité de ressource disponible, la problématique de lévacuation de chaleur demeurant essentiel Lors de lAO lancé par la CRE fin 2004, 216 MW en cogénération et 16 MW en biogaz ont été attribués pour des projets industriels à un prix moyen de 86 /MWh qui doubleront la production actuelle (1,5 TWh) En létat de la réglementation, le développement en France est limité à la cogénération et par AO Sur le G5, hors France, la Biomasse offre un potentiel de développement intéressant

25 PDS 2005 Page 25 … sur un marché complexe, peu structuré et hétérogène sur le G5 et une ressource restant à maîtriser avec des coûts daccès variables Source CVA La filière bois est déjà pour moitié valorisée thermiquement, la filière paille semble être la seule à pouvoir répondre aux enjeux de la directive européenne mais reste à structurer en France Gisements techniques

26 PDS 2005 Page 26 La biomasse participe pour 1,4% à la production délectricité en Europe et pour 0,5% en France La biomasse : un enjeu modeste pour la production délectricité à léchelle du groupe en labsence denjeu dimage Des attentes ponctuelles liées aux ressources locales et aux besoins de chaleur pour les collectivités territoriales et les industriels La très grande variabilité des coûts daccès à la ressource, notamment en fonction du contexte « micro local », incite à une approche pragmatique de développement de projet au cas par cas Plusieurs filières pourraient toutefois constituer des sources de création de valeur pour le groupe EDF. Compte-tenu des potentiels techniques et de la maturité des filières, les sujets à regarder en priorité sont : La combustion de la paille et des résidus secs de lagriculture : filière non mature Les filières de combustion du bois au travers du Plan Bois de lAdeme est la plus prometteuse : la difficulté réside « dans les puits de chaleur » à trouver pour valoriser la filière soit en chaleur pure soit en cogénération : Dalkia est actuellement largement présent sur ce segment. La méthanisation agricoles et en décharge (qui offre des possibilités élevées de valorisation électrique, plus de 60%), filière peu mature. La méthanisation / incinération des boues dépuration mais des projets de taille réduite hors très grande agglomération et sur lesquels le groupe retrouvera les traiteurs deau…. Malgré des potentiels techniques parfois significatifs, le caractère très morcelé des ressources constitue un frein important pour leur développement à grande échelle Une nécessité toutefois de maîtriser pour chaque projet: - la garantie de la ressource locale - lingéniérie spécialisée (incinération, gazéification de biomasse….) - les débouchés chaleur aux industriels et/ou réseaux de chaleur des collectivités locales

27 PDS 2005 Page 27 Proposition de positionnement du Groupe sur la Biomasse En France, en létat actuel du marché et de la réglementation, la biomasse ne constitue pas un enjeu pour le Groupe car la production délectricité à base de biomasse reste peu rentable en dehors de procédures dappel doffre (impact élevé sur la CSPE). Elle peut parfois répondre à lattente spécifique de collectivités locales ou dindustriels qui sont les drivers de son développement. Sur ces segments, le groupe peut alors se positionner au cas par cas pour répondre à un enjeu dimage ou commercial (1). Le développement de ces projets électrogènes sera à apprécier selon les mêmes exigences de rentabilité que les projets éoliens En Grande Bretagne et Italie, les projets sont à étudier conjointement par EDF EN avec EDF ENERGY et EDISON suivant leurs besoins en certificats verts, offrant ainsi une opportunité dapprentissage et dacquisition de compétences, qui pourrait être nécessaire au groupe en cas dévolution de la réglementation en France ou du partenariat avec Veolia/Dalkia. En Allemagne, les projets sont à examiner au regard des allocations de Capex du groupe et des enjeux locaux de renouvellement des concessions (1)Le positionnement des entités du Groupe sont dans cette optique : Dalkia en réponse aux industriels, aux réseaux de chaleur et aux projets bois autres entités du Groupe pour les collectivités locales ou lincinération des déchets

28 PDS 2005 Page 28 Le Solaire Thermique : un marché en forte croissance qui peut devenir un relais de croissance A Horizon 2010 un marché de plus de 130 M en France et de plus d1 Md sur le G5 et faiblement consommateur de Capex Allemagne FranceItalieEspagnePortugalRoyaume-Uni Millions M2 Evolution du marché en Mm2 politiques actuelles : hypothèses de croissance sont fondées sur la continuité historique sans intégrer de changement majeur. Source ESTIF (capteurs vitrés) Allemagne France Italie Espagne Portugal Royaume-Uni Allemagne France Italie Espagne Portugal Royaume-Uni ,25, Production équipement Distribution & marketing Installation Maintenance & dépannage 1,2 5,4 1,3 10 0,4 0, Chaîne de valeur et chiffres clés en 2010 CA en M/an(vitrés seulement) Une croissance annuelle de 25 % qui ne permettra toutefois datteindre que 2% des gisements techniques en 2010 en France

29 PDS 2005 Page 29 Un marché tiré par une réglementation qui favorise de plus en plus le solaire Allemagne France Italie Espagne Portugal Royaume-Uni / 5,5 % au lieu 19,6 % TVA à 10 % au lieu de 20 % / TVA de 12 % au lieu de 19 % TVA à 5 % au lieu de 17,5 % / 40 % crédit dimpôt / / 30 % de linvestissement, limite 700 / / / / Les entreprises peuvent amortir sur 4 ans / 125 /m 2 Subventions au niveau régional jusquà 30 % de linvestissement Sur dossier En cours délaboration / 600 pour les particuliers Financement régional et aide aux producteurs Financement complémentaire régional + prime ANAH 2 Programme global de 17 M / Crédits bancaires facilités / Promotion Création réseau Qualisol Promotion / Obligation dinstallation dans les nouvelles constructions Barcelone autres villes (35) + projet de loi / / Réduction TVARéduction IRAutresSubventionsAutres Législation / Actions gvt Incitations fiscalesIncitations financières 1) Les subventions ADEME vont progressivement se réduire, substituées par des incitations fiscales plus importantes Tous les pays prévoient des incitations fiscales ou financières pour le solaire LEspagne a passé un cap en rendant obligatoire dans certaines villes le solaire thermique dans les nouvelles constructions, certaines villes françaises comme Nice lenvisagent….

30 PDS 2005 Page 30 Proposition de positionnement sur le solaire Solaire thermique Un marché au potentiel intéressant tiré par une réglementation favorable et une attente forte des clients individuels Une image plébiscitée où EDF peut ^jouer un rôle Une position du Groupe en France au travers de Everbat et Giordano (participation de 20 % dEDF EN) et un accès privilégié au client via la D. Commerce Une possibilité pour EDF dacquérir des certificats blancs (2 TWh actualisés pour la période ) Un marché peu consommateur de Capex Un marché quEDF doit développer au travers dune offre de services defficacité énergétique Solaire/MDE pour prendre une position de leader et bénéficier ainsi de limage associée au solaire. A instruire dans le dossier Stratégie Service et relais de croissance Photovoltaïque Pas denjeu à court terme pour les clients résidentiels sauf évolution de la régulation ou rupture technologique lié au développement de CISEL par EDF DRD Un marché à forte marge tiré par lAllemagne sur lequel sont présents nos concurrents Eon et Electrabel Une position forte du groupe au travers de la JV avec Total dans Tenessol Une position à conserver et à réexaminer lors dun prochain besoin de Capex

31 PDS 2005 Page 31 Quel risque de rupture face au non respect probable par lUE des objectifs et de la France de la PPI ? Quelle posture pour le groupe Imposition par lEtat français de quota de production délectricité à partir dEnR (certificats verts) obligeant le Groupe à développer massivement la production dENR ou à acheter des certificats à prix fort aux producteurs concurrents mieux positionnés (CNR). Les positions proposées permettraient de faire mieux face à cette rupture (enjeu PPI 2010). Et/ou généralisation des Appels doffres par lEtat. La directive est une directive sans contrainte ni pénalité … … adoptée sous présidence française, une évolution du cadre réglementaire français nest pas exclue Par contre la création dun cadre communautaire plus volontariste vis à vis des engagements pays, après rapport de la Commission qui sera présenté au plus tard le 27/10/05 sur l évaluation du rapport coût- efficacité des mécanismes mis en place dans chaque pays ne peut être écartée Le risque dune harmonisation du mécanisme des certificats verts à léchelon européen, poussé conjointement par RECS et EURELECTRIC, semble peu probable avant 2015, les positions de chaque pays membre étant fort éloignées. Les pays ayant le plus contribués au développement de léolien ( Allemagne et Espagne) étant en avance par rapport à ceux ayant choisi les certificats verts (GB et Italie) Lintérêt du groupe est de ne pas apparaître réfractaire aux ENR en France pour éviter que lui soit imputé le retard pris par la France dans leur développement … avec comme conséquence une obligation imposée aux producteurs qui pénaliserait le Groupe Par ailleurs, compte tenu du contexte particulier de la production délectricité en France (parc nucléaire), le lobbying du Groupe auprès de lEtat doit être orienté vers un renforcement du développement des EnR thermiques par la définition dobjectifs de parts dénergies renouvelables dans la consommation dénergie primaire de chaque pays à limage de lobjectif européen.

32 PDS 2005 Page 32 Priorité 2 : léolien En GB et Italie, développer les besoins nécessaires au respect de la réglementation : 1300 MW soit 1,3Md de Capex nécessaires dici 2010 En France, un enjeu dimage fort et un risque de se voir imposer une obligation, qui nécessite un engagement clair du groupe sur un marché financièrement attractif : - Un objectif de part de marché de 30 % en 2010 soit 0,9 à 1,7 Mds de Capex pour EDF EN - Un partenariat capitalistique dans EDF EN intégrant cette volonté - Une exploitation maintenance maîtrisée en acquérant la compétence de maîtrise dœuvre correspondante. Autres zones, un développement potentiel soumis au potentiel de Capex du groupe et à la rentabilité attendue de EDF EN (logique partenarial avec lactionnaire historique dEDF EN) Priorité 3 : Le Thermique : solaire thermique, PAC Un marché rentable et porteur dimage nécessitant le développement de services defficacité énergétique (MDE). Des offres Solaire et PAC à examiner en terme de relais de croissance. Propositions de positionnement global du Groupe sur les ENR (résumé) Renforcer notre position sur les EnR en sengageant dans le développement industriel des filières rentables et en communiquant sur les avantages et limites de leur utilisation Priorité 4 : la Biomasse En France : En labsence denjeu dimage et en létat de la réglementation, la biomasse ne répond pas à un enjeu de production délectricité à base dEnR. Le Groupe ne se positionnera par ses filiales quau cas par cas en réponse aux attentes des collectivités locales et des industriels. Les éventuels appels doffres électrogènes seront à apprécier projet par projet au regard des mêmes exigences de rentabilité que les projets éoliens. En Grande Bretagne et Italie, un développement à examiner selon les besoins en certificats verts Priorité 1 : lhydraulique Pérenniser notre productible France et Italie, examiner les opportunités dacquisition de concessions en renouvellement et saisir les opportunités de développement satisfaisants les critères de rentabilité.

33 PDS 2005 Page 33 Principes dorganisation à poursuivre en réflexion Regroupement au sein dune même entité de la Maîtrise doeuvre dexploitation/ maintenance des parcs éoliens européens (une fois cette compétence acquise). Réflexion à mener sur le même regroupement pour les centrales de mini hydraulique Eolien et Mini-Hydraulique Production dénergie solaire intégré au bâti Regroupement au sein d EDEV des entités Giordano, TENESSOL et EVERBAT en partenariat avec la Direction Commerce pour un développement opérationnel des offres Solaire/MDE Mise en oeuvre et suivi opérationnel de la Stratégie EnR Désignation dun coordinateur unique pour le groupe


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