Un consortium international composé du français EDF Energies Nouvelles, du gestionnaire d’actifs munichois MEAG, et de l’américain GE Energy Financial Services, a signé avec Iberdrola l’accord définitif portant sur l’acquisition de 30 parcs éoliens en exploitation en France.
L’accord annoncé en janvier 2013 et désormais finalisé porte sur une capacité brute totale de 305 MW. Il prévoit une détention des actifs par EDF Energies Nouvelles à hauteur de 20 %, par GE Energy Financial Services à hauteur de 40 %, et par MEAG à hauteur de 40 %.
EDF Energies Nouvelles assurera les services de gestion d’actifs ainsi que d’exploitation-maintenance des parcs éoliens.
Cette opération constitue une opportunité pour les trois partenaires du consortium de renforcer leur portefeuille d’actifs de production d’énergie renouvelable en France.
Les grands groupes français ont un peu pris conscience du risque d’être absents dans l’exploitation des ENR. En Allemagne ces grands groupes possèdent moins de 10% des capacités renouvelables et ne regagnent donc presque pas par les ENR les pertes infligées sur l’exploitation de leurs centrales fossiles ou nucléaires. En France GDF possède près de 20% des capacités installées en éolien et EDF par cette achat passe de 5 à 10%. A eux 2 ils ont donc près du tiers des capacités, le gap est 3 fois moins important qu’avec les Utilities allemands.
L’achat de parcs éoliens existants permet à EdF d’éviter d’avoir à payer la surtaxe entre les 54€ le MWh (coût réel estimé) et le prix d’achat forcé de 84€. C’est donc une opération financière destinée à réduire la part forcée de ses coûts. Si le coût réel nuc était si haut – comme vous semblez le penser au sujet de l’Allemagne – pourquoi alors la CRE l’aurait-elle fixé à 42€ alors que l’éolien terrestre – le moins dispendieux de tous – coûte déjà 54€ dans les meilleurs sites? EdF sait que pour raisons politiques, les prix d’achat forcés vont durer. Les groupes financiers allemands sont plus avancés et ont compris que les subventions étatiques ne vont plus durer: cela se voit à la violente désaffection des investisseurs pour du nouvel éolien, chute vertigineuse des investissements en plein “Energiewende”. On va avoir du mouvement dans les années immédiates.
Pas tout compris dans votre prose confuse. Mais vous comparez des choux et des carottes. Les 42€ de l’ARENH c’est pour du nucléaire AMORTI. L’éolien amorti c’est entre 10 et 20€ le MWh. Par contre du nucléaire installé aujourd’hui c’est 113€ le MWh sur 40ans au Royaume-Uni. L’éolien c’est 50 à 90€ le MWh suivant les sites et les pays pendant 8 à 15 ans maximum. Par contre l’éolien ne tient ces prix que dans la mesure ou il reste minoritaire dans le mix, alors que le nucléaire tient la corde avec ces prix même majoritaire dans le mix. En conclusion, dans un mix renouvellé, l’éolien peut remplacer une partie du nucléaire dans un mix ou ce dernier aurait du être majoritaire pour faire des économies.
Quand à votre “violente désaffection” des investisseurs en Allemagne vous racontez une fois encore absolument n’importe quoi. Si les Utilities Allemands sont exangues, beaucoup d’autres ont su voir le vent venir et sont de plus en plus impliqués. Le secteur éolien allemand se porte très bien et le nombre d’installations et de repowering ne cesse d’augmenter. Même l’off shore progresse, moins vite que prévu car il reste très cher et c’est là encore un signe de l’échec des utilities allemands qui ont investi à fond sur ce segment et pas sur le bien plus compétitif éolien terrestre.
“Les 42€ de l’ARENH c’est pour du nucléaire AMORTI. L’éolien amorti c’est entre 10 et 20€ le MWh.” Le MWh nucléaire historique coûte entre 33 et 50€/MWh (suivant la méthode de calcul) tout compris. Cf rapport de la CdC. Par ailleurs, 42€/MWh est en gros le prix moyen actuel sur les marchés de gros. C’est donc une bonne estimation du prix actuel de l’électricité (part production). Par ailleurs, je ne partage pas l’analyse de Pas Naïf : Le delta entre le prix du marché et le tarif d’achat est (en théorie) financée par les consommateurs via la CSPE. Pas par EDF (toujours en théorie). Si EDF investit dans l’éolien, on peut supposer qu’il y a plusieurs raisons : 1) Avec les contrats actuels d’achat, ces éoliennes sont visiblement rentables pour l’entreprise. 2) C’est un marché garanti et réglementé. Autrement dit, ces éoliennes apportent à l’entreprise la garantie de percevoir des bénéfices réguliers à long terme. Ce qui est plutôt pas mal parce que cela rassure les investisseurs, au moment où l’entreprise va avoir besoin de s’endetter encore davantage. 3) Cela apporte à l’entreprise une expertise qui assoit sa crédibilité en tant que producteur d’électricité diversifié et intégré. Ce qui est bon pour se lancer sur de nouveaux marchés à l’export.
Par ailleurs, les dernières nouvelles sur le front du nucléaire britannique sont que : – Toutes les conditions contractuelles autres que le tarif pivot ont été négociées. Les contrats auraient notamment une durée de 35 ans, au lieu des 40 prévues initialement. – Les négociations sur le “strike price” auraient débutées à 100£/MWh (117€/MWh) pour EDF et 80£/MWh (93€/MWh) pour le gouvernement britannique. Rappelons que c’est sensé être un “strikeprice” et non un tarif d’achat : EDF vend au prix du marché. Si le prix du marché est en dessous de ce strike price, EDF est remboursé de la différence. S’il est au dessus, c’est EDF qui débourse la différence. Ce tarif est normalement calculé pour être neutre en coût pour le contribuable britannique.
J’avoue ne rien comprendre aux explications de Pas Naïf…. Notons quand même q’EDFEn est peu investisseur dans ce projet (20%), que par contre c’est elle qui exploite, ce qui procure des revenus limités mais réguliers et quasiment sans risque que vont devoir payer les propriétaires (dont EDF En mais seulement pour 20%). Bref, il y a deux investisseurs “purs” à 80% dont le seul métier est de compter les € et un investisseur qui compte un peu les € (à hauteur de ses 20%) et qui gagne aussi sa vie en faisant un métier d’exploitant de centrales éoliennes.
Effectivement vous decrivez bien le mécanisme par contre lorsque vous dites que la subvention doit être neutre pour le contribuable là je pense que vous faites preuve d’une grande crédulité vis à vis du discours des conservateurs britanniques. A moins qu’on puisse croire que le prix du marché sera justement de 100€ environ le MWh en 2025 quand ces réacteurs seront construits. Mais comme en 2025 les quantités d’ENR sur le réseau seront encore plus importantes, que le gaz de schiste américain continuera à produire ses effets et qu’une part encore importante des centrales nucléaires amorties fonctionneront toujours (ainsi que davantage de grad hydro bon marché), tabler sur un tel prix de gros est illusoire. Les conservateurs sont en train de préparer la plus grosse subvention nucléaire jamais réalisée, de quoi faire mourir Margaret Thatcher une 2ème fois. Si les prix de gros montent généreusement à 70€ le MWh, ça fait 30 à 40€ par MWh de surcout, soit sur 35 ans 25 à 35milliards de subventions du consommateur britannique pour 2 réacteurs. S’ils font les 16 réacteurs envisagés au départ avant que le réalisme économique revienne, ça aurait fait 200 à 280Mds€. Et avec un prix de gros qui n’arrive pas à progresser et reste à 50€, on a jusqu’à 400Mds€ de subventions. C’est sur que c’est comparable à ce qu’on a mis au niveau mondial sur le solaire, mais au moins ça apermis de faire passer le MWh solaire de 600€ à 100€ en 5ans. Mais admettons qu’il soit de 100€. Dans ce cas l’éolien terrestre a encore plus de légitimité pour faire faire des économies (s’il reste minotitaire dans le mix) et des solutions de stockage associées commencent à pouvoir le faire monter davantage dans le mix. Mais le cercle vicieux est que plus on fera d’éolien (et de PV à moins de 100€ le MWh), plus on abaisse le prix de gros et plus le nucléaire nouveau coutera au consommateur. L’interêt économique du nucléaire nouveau est donc de plus en plus discutable. A part pour faire monter les prix de gros et rendre les consommateurs plus économes.
“A moins qu’on puisse croire que le prix du marché sera justement de 100€ environ le MWh en 2025 quand ces réacteurs seront construits.” Plusieurs choses : Actuellement, on dit que les ENRi font baisser les prix du marché. En effet, on a imposé aux électriciens de racheter l’électricité ENR, y compris lorsqu’on n’en a pas besoin. Lorsqu’elles produisent et que la demande est faible, ces ENR mettent donc le marché en état de surcapacité, et font baisser les prix. Les prix de marché sont donc en baisse partout en Europe… alors que les coûts de production ne font qu’augmenter : En effet, on investit dans notre outil nucléaire et thermique, tout en rajoutant de nouveaux moyens de productions très chers (PV, éolien) par rapport aux coûts de production actuels. Autrement dit : Les réglementations autour des ENR distordent le marché, dont le cours n’est plus du tout le reflet des coûts réels de production. C’est donc un système qui sera tôt ou tard réformé. Dans la pratique, on paye de plus en plus les coûts de production non plus dans la part “production” de notre facture, mais dans la part “taxes” (CSPE). A voir, donc, quel “prix de marché” sera utilisé pour définir ces contrats, mais en tout cas le vrai prix de l’électricité ne pourra, lui, qu’augmenter. Ensuite, ces réacteurs ne commenceront à produire, comme vous le dites, qu’en 2025. Donc les 50€/MWh d’aujourd’hui en vaudront 63 en 2025, rien qu’avec l’inflation actuelle. En plus, on peut parier que d’ici là nous aurons dévalué l’euro afin de nous sortir de la crise, augmentant d’autant le prix de l’électricité. Enfin on peut supposer que les anglais ne sont pas des imbéciles et savent dans quoi ils s’engagent. Ces réacteurs ont donc de fortes chances d’être rentables en 2025. Quant aux gaz de schiste, j’ose espérer qu’on n’aura pas la stupidité de l’utiliser pour produire de l’électricité ! Ce ne sont en effet pas les usages où les hydrocarbures sont irremplaçables qui manquent…
Je ne sais pas comment cette histoire de prix finira, mais vous semblez oublier quelques éléments à caractère technique: – le Royaume-Uni est une ile: ca veut dire que ce qui se passe en Europe continentale est un peu différent de ce qui se passe là-bas du point de vue des prix ( sauf à multiplier les interconnexions). -le RU a un des parc de production les plus vieux d’Europe, avec env. 20000MW de charbon construit dans les années 60/70 qui aura bien du mal techniquement à aller au-delà de 2020/2025 (plusieurs milliers de MW ont fermé dans l’année qui vient de s’écouler) -Même chose pour environ 10000MW de nucléaire (a une centrale près, de 1000MW). -Très peu d’hydraulique, pas facile de compenser les creux d’éolien avec, en plus peu de possibilités d’export en cas de surplus. – Un potentiel solaire vous l’admettrez limité. – Une production d’hydrocarbures et notamment de gaz en déclin constant. Bref, ce à quoi fait face le RU, c’est éolien + gaz importé ( car ils ont en plus , au moins pour l’instant, renoncé à de nouvelles centrales charbon). Ca peut quand même foutre un peu les jetons, comme perspective… –
Faire peur, passer de Charbon+Gaz+Nucléaire (Importés) à Gaz (Importé)+Eolien? Ah bon. @Bachoubouzouc Ok avec vous sur le constat, et se baser sur 100/110€ de prix du marché en 2025 c’est un peu utopique pour affirmer avec certitude que la décision britannique se fera sans surcout pour le consommateur. Les anglais ne sont pas des imbéciles, ils ont juste à subir l’inconséquence de 10années de non choix sur leur politique énergétique qui va les obliger à accepter beaucoup. Sauf des éoliennes terrestre pas chères, parce que c’est moche. Mais c’est une démocratie, s’ils préfèrent payer plus cher pour du nucléaire risque et déchets compris avec du gaz en complément plutôt que de l’éolien moche pas beau avec du gaz en complément pourquoi pas !
Moi je n’ai pas peur, mais il y a peut-être quelques grands bretons qui commencent à y réfléchir… Malgré 30000MW env. de charbon+nucléauire, le RU a failli être “short of gas” au mois de Mars. Je vous recommande la lecture de cet article: Je ne sais pas combien il a fallu payer les deux tankers de GNL quataris dont on parle, mais à mon avis ça n’a pas dû être donné..
Ok mais ça n’a pas vraiment de rapport avec l’offre, plutôt avec la demande et son traitement. Ils viennent de lancer leur programme de rénovation thermique des bâtiments, dans quelques années cela devrait avoir un effet significatif sur leur demande en gaz en plein hiver.
Vous savez, j’ai coutume de dire qu’avec tous les “vieux” livres blancs sur l’Energie qu’ont produit les grands bretons depuis une bonne vingtaine d’année, ils ont déjà de quoi se chauffer! Alors on verra, la différence c’est qu’il commence peut-être à y avoir une certaine urgence aujourd’hui car les gisements de la Merd du Nord s’épuisent, il y a bien un probème d’offre d’autant (c’est dit dans l’article) que le RU est très pauvre en capacité de stockage souterrains de gaz. Les pipes ( Norvège, Belgique) ont leur dimensionnement. Après, vous êtes juste à la merci des variations mondiales des cours du GNL…Ce n’est pas forcément une perspective réjouissante.
Oui, d’ou leur intérêt fort à isoler correctement leurs bâtiments pour garder le précieux gaz, et à développer massivement l’extraction du gaz de schistes comme ils semblent vouloir le faire…