Infrastructures énergétiques : des besoins d’investissements importants mais indispensables
L’Agence Internationale de l’Energie (AIE) estime à 1 900 milliards d’euros les investissements qui devront être réalisés dans le secteur énergétique européen au cours des 25 prochaines années. Ces investissements sont nécessaires pour faire face à la croissance de la demande (+23 %, soit un taux de croissance annuel de 1,4%2), remplacer les infrastructures existantes et réduire les émissions de CO2. 68% des capitaux vont être investis dans la construction de nouvelles infrastructures de production, le reste étant dédie aux infrastructures de transport et de distribution
Les besoins d’investissement pour la création de nouvelles capacité de production sur les 15 prochaines années sont estimés entre 733 et 1 000 milliards d’euros en Europe, pour la construction de prés de 600 GW supplémentaires Selon cette étude, l’éolien drainera le plus d’investissements avec un montant de 237,6 milliards d’euros, suivi de près par le charbon (235,3 milliards d’euros), le solaire(180 milliards d’euros), et le gaz (142,6 milliards d’euros).
Un fort intérêt des banques européennes pour les projets énergétiques
Le financement bancaire reste primordial pour la réussite de ces projets de construction : sa contribution attendue atteint 60 % du capital requis. La plupart des banques interrogées se déclarent impliquées – ou prêtes à s’impliquer – dans le financement d’infrastructures énergétiques. Et à partir du moment où elles décident de s’impliquer dans un financement d’un projet, elles tiennent à jouer un rôle actif dans la transaction. Elles affichent une préférence pour le financement de projets supérieurs à 50 millions d’euros, et pour le secteur des énergies renouvelables à fort potentiel de croissance, en particulier les projets éoliens et solaires photovoltaïques.
Minimiser les risques projets dans un contexte financier évolutif
Pré-requis nécessaire au financement selon les banques interrogées : des projets bien structurés et une prise de risque limitée. Si les liquidités dont disposent les porteurs de projet ne figurent pas en tête de leurs préoccupations, elles accordent en revanche une réelle importance à la qualité des projets et préfèrent les projets de transport et de distribution avec une rémunération réglementée et basée sur la valeur des actifs. « Les chocs financiers récents et les crises traversées par le secteur de l’énergie ont changé les perspectives de financement, durcissant les conditions d’accès au crédit. Compte-tenu de la forte compétition pour le capital disponible, les porteurs de projets doivent au préalable identifier l’ensemble des risques auxquels s’exposent leurs investisseurs potentiels », indique Wilfrid Lauriano do Rego, Associé, responsable du secteur Energie de KPMG en France.
Les banques interrogées sont susceptibles de s’engager en priorité sur les projets qui s’appuient sur des contrats d’achat d’énergie à long terme (Power Purchase Agreement – PPA). Les deux autres facteurs clés de succès cités par la plupart des établissements financiers reposent sur le recours aux contrats de construction clés en main sécurisés (EPC contracts) et la relation de confiance instaurée avec les porteurs de projet.
Jacques-François Lethu, Associé KPMG responsable des services Audit dans le secteur de l’Energie, souligne que « Le risque de remise en cause des dispositifs réglementaires est le frein le plus important du point de vue des institutions financières pour s’engager sur des projets de long terme. Le facteur exogène le plus déterminant pour les banques est la présence d’une réglementation nationale capable de garantir la viabilité du projet à long terme. Les banques soulignent l’importance du rôle de l’Etat qui, plus qu’un apport de fonds publics, doit avant tout définir un cadre réglementaire précis et stable pour chacune des technologies considérées.».
Dans le domaine des énergies renouvelables, elles préfèrent le dispositif de tarif de rachat réglementé (Feed-In Tariff – FIT) aux systèmes de certificats verts par exemple. Il faut noter que la mise en oeuvre de certaines réglementations visant à limiter les risques dans le secteur financier génère des contraintes supplémentaires pour les banques, notamment Bâle III. Elles pourront parfois constituer un frein au financement et déboucher sur une hausse du coût du capital.
Méthodologie
Entre le dernier trimestre 2010 et le premier trimestre 2011, KPMG a mené des entretiens individuels auprès de cadres dirigeants des principales banques en Europe, au Moyen-Orient et en Afrique, sélectionnées parmi les établissements ayant réalisé les 30 transactions financières les plus importantes en 2010.
1 : AIE World Energy Outlook 2010
2 : Economist Intelligence Unit (EIU)
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La question des effets de la croissance des énergies nouvelles n’est pas prises en compte ici. En effet il est à craindre que, vu la baisse des prix des énergies nouvelles, ce programme soit inadapté au nouveau contexte. En effet le solaire sera compétitif pour 2015 env… et l’éolien voit son développement aux USA au foint de faire en sorte que les prix vont enfin baisser …
Avec un tel programme où la moitié de la capacité nouvelle est prévue en charbon et gaz, l’augmentation de 5,8% des émissions mondiales de CO2 en 2010 n’est qu’un début. L’engagement de l’Europe d’une réduction de 20% en 2020 a-t-il encore un sens ?
Typique de l’IAE : foutre du gaz, du charbon et du pétrole partout… les même qui disaient encore il y a 5 ans que l’éolien grimperait à 3GW en Europe en 2010… contre 85GW en réalité… Depuis 2000, la capacité nette installée en charbon a diminué… je ne vois pas comment elle pourrait remonter à un quart des investissements. Leurs études sont de la daube, point.
En accord avec teredral. La consomation d’electricité continue a croitre en France de facon vertigineuse (+5,5% en 2010 soit 26TWh) Les nouvelles energies renouvelables n’ont augmenté que de 2,2 TWh en 2010, c’est dire qu’elles ne couvrent même pas Le dixième de l’augmentation de consommation. Au lieu de prevoir des economies d’énergie et de limiter la production on se precipite vers le charbon, les gaz de schiste ou dits « naturels » et la lignite. Nous avons tous oublié les enseignements du GIEC : plus on agira tôt, plus on a de chances de diminuer le rechauffementclimatique c’est analogue au cas du cancer. Prevoir une augmentation de la production avec des sources emettant du CO2 c’est avancer les yeux bandés vers le rechauffement climatique de +5°, c’est cultiver ce cancer
les types qui ont fait cette étude sont vraiment à la masse, si tout est à l’image de leur 5000€/KW pour le solaire, on peut vraiment douter de son sérieux. Comme on est plutôt à 2/2,5€/KW (et bien moins à l’avenir), l’investissement dans le solaire sera plutot de 40/50milliards$ et pas 120milliards…
« Depuis 2000, la capacité nette installée en charbon a diminué… je ne vois pas comment elle pourrait remonter à un quart des investissements. » Bah moi je vois bien plusieurs bonnes raisons : – L’allemagne va arrêter son parc nucléaire et construire massivment des centrales a charbon et a gaz, c’est évident ! – Si nous augmentons massivement la puissance installé de photopile, alors il faut aussi installer l’équivalent en centrale a gaz ou a charbon pour pallier a l’intermittence. – Même chose pour les moulins a vent ! Je penses que cette étude tiens compte de ce constat, c’est tout simple…
Qu’il est dur pour tous les droguès que nous sommes tous de penser a entrer dans un période de sevrage qui sera de toute façon inévitable ! Sinon, effectivement, le pétrole naturel et le charbon naturel sont issus des mêmes processus que celui du gaz naturel ! Le gaz est naturel parce qu’il est inodore, incolore et ne se voit pas …affublé de ce petit mot « naturel », on pourrait croire que c’est moins grave et moins dansgeureux… Comme toujours on accorde plus d’importance a ce qui se voit plus qu’a ce qui ne se voit pas immédiatement autour de nous.
C’est bien de citer les chiffres en milliards d’€ mais ca donne l’impression qu’il y aura plein de renouvelable Si pour fossile, fissile, biomasse et hydro on prend une disponibilité de 7500 h, pour l’éolien une disponibilité de 2600 h (ca suppose une part importante d’off-shore, et donc plus coûteux que ce qu’ils avancent) et le solaire de 1000 h, ca nous fait : En termes de production d’énergie (ce qui nous intéresse), ca nous fait charbon : 36-31 % gaz : 35-38% éolien : 11-13% solaire: 5-6% Et tout cela pour une facture approchant le mille milliards d’€.
… le gaz est dit « naturel » en référence au méthane directement extrait des gisements et par opposition au gaz manufacturé (fabriqué à partir du coke) qui avait cours avant l’avènement du gaz algérien dans les années 60. Ce vocable est hérité de l’histoire énergétique du pays et non le fruit d’une volonté de « green washing » des acteurs de cette énergie. Pour le reste, je suis d’accord, même si cette énergie reste la moins polluante des énergies fossiles, la filière fait et devra continuer à faire des progrès en matière d’efficacité énergétique. En matière de production d’électricité si nous arrêtons de développer la pointe, nous limiterons le développement des centrales thermiques quelle que soit l’énergie fossile entrante. Il me semble excessif de dire que les ENR intermittentes sont les seules responsables du développement des centrales à gaz ; les centrales thermiques vieillantes devront de toutes façons être remplacées par des équipements plus performants (rendement >50%), plus flexibles, moins émettrices de CO2 à service égal, et moins chères en capital investi par MW.
@chanois « Il me semble excessif de dire que les ENR intermittentes sont les seules responsables du développement des centrales à gaz » C’est un problème de financement sublimé par la libéralisation des marchés. Les banques adorent les centrales au gaz car ce sont celles qui necessitent le moins d’investissement.