Forum ElCom 2014 · • La Russie ne tolère pas les flux inversés en provenance de l’Europe du nord-ouest; la Hongrie a déjà conclu un accord en conséquence avec elle. IT,

Axpo AG

David Brunner | Head Core Market Trading, Axpo Trading SA | 14.11.2014

Forum ElCom 2014

Le négoce international de l’énergie: quels enseignements

peut-on en tirer pour le marché suisse?

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Sommaire

1. Evolution des prix de l’électricité

2. Développements dans le domaine des nouvelles énergies renouvelables

3. Besoins de l’Allemagne en centrales de réserve

4. Livraisons de gaz russe transitant par l’Ukraine

5. Conclusions

Forum ElCom 2014 | 14.11.2014 | Axpo Trading AG

Page 3

Baisse des prix sur les marchés européens de l’électricité

depuis 2011

Sources: EEX, Bloomberg

Prix de l’électricité sur l’année suivante


Page 4

Courbes des prix à terme en Allemagne, EEX Base

DE EEX au 09.10.14

DE EEX au 09.10.13

DE EEX au 09.10.12

EU

R//M

Wh

Source: EEX


No

v.1

4

dé

c.1

4

Ja

n.1

5

Fé

v.1

5

Ma

r. 1

5

Page 5

Coûts marginaux à court terme pour une centrale au charbon

Efficacité de la centrale: 38%

EU

R//M

Wh

DE au 09.10.14

DE au 09.10.13

DE au 09.10.12

Source: Bloomberg


No

v.1

4

Déc

.14

Ja

n.1

5

Page 6

Coûts marginaux à court terme pour une centrale au gaz

DE au 09.10.14

DE au 09.10.13

DE au 09.10.12

Efficacité de la centrale: 53%

EU

R//M

Wh

Source: Bloomberg


No

v.1

4

Déc

.14

Ja

n.1

5

Page 7

Prix spot: les centrales au gaz ne jouent plus qu’un rôle secondaire

2010

2012

2011

Prix horaires en EUR/MWh Prix horaires en EUR/MWh

Coûts marginaux moyens à court terme des centrales au gaz

2013

No

mb

re

d’o

bs

erv

ati

on

s

No

mb

re

d’o

bs

erv

ati

on

s


Page 8

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

Phelix, 12.12.2012EUR/MWh

Comparaison des prix spots horaires (EUR/MWh)

Source: EEX

Base: 35,99 EUR/MWh

Pointe: 35,50 EUR/MWh

Base: 72,07 EUR/MWh

Pointe: 93,19 EUR/MWh


Juin

12

Juil. 12

Août

12

Sep. 12

Oct. 1

2

No

v.

12

Dé

c.

12

Jan.

13

Fé

v.

13

Ma

rs1

3

Avr.

13

Mai 13

Juin

13

Juil.1

3

Août

13

Sep.1

3

Oct. 1

3

No

v.1

3

Dé

c.1

3

Jan.1

4

Fé

v.1

4

Ma

rs1

4

Avr.

14

Mai 14

Juin

14

Juil. 14

Aoû1 4

Page 9

Sommaire


2. Développements dans le domaine des nouvelles énergies

renouvelables



5. Conclusions


Page 10

Augmentation annuelle des capacités PV en DE, FR, IT et CH

PAYS

Capacités

ajoutées

en 2013

Total des

capacités

installées en

2013

DEU 3,3 GW 35,4 GW

FRA 0,8 GW 4,6 GW

ITA 1,5 GW 17,9 GW

CHE 0,3 GW 0,7 GW

Sources: EPIA, BMWi, IEA Report


Augm

enta

tio

n a

nnuelle

des c

apacités (

en G

W)

Allemagne Italie France Suisse

Page 11

Développement des capacités solaires: parité en partie atteinte

pour les ménages en Allemagne

La baisse des coûts d’investissement et la hausse

du prix payé par le client final font que la pose

d’installations solaires commence dans certains cas

à être rentable pour l’industrie et les ménages.

Coûts de l’électricité en €¢/kWh (4500 MWh, ménages dotés

d’installation PV de 4 kW)

Source: étude d’UBS – The unsubsidised solar revolution

Développement des capacités solaires non subventionnées

pendant la période 2012-2020

=> Le développement des capacités solaires

va donc se poursuivre avec ou sans

subventionnement.


Page 12

Développement annuel de l’éolien on-shore et off-shore

Source: IEA Report 2013

PAYS

Capacités

ajoutées

en 2013

Total des

capacités

installées en

2013

DEU 3,2 GW 34,5 GW

FRA 0,7 GW 8,2 GW

ITA 0,5 GW 8,5 GW

Sources: EPIA, BMWi, IEA Report


Allemagne Italie France

Augm

enta

tio

n a

nnuelle

des c

apacités (

en G

W)

Page 13

Montant des subventions annuelles pour les nouvelles ER

19.1219.63

Source: plateforme Netztransparenz


Rétribution de l’injection et prime de marché

pour le courant commercialisé selon l’EEG en Allemagne

Milliard

s d

’eu

ros

Rétribution à prix coûtant pour

le courant produit selon l’EEG

Prime de marché en cas de

commercialisation directe

Page 14

Rétribution de l’injection / commercialisation directe avant l’EEG de 2014

Rétribution de l’injection

Les exploitants d’installations ER injectent leur

électricité directement dans le réseau public. Le

gestionnaire de réseau leur verse en contrepartie une

rétribution fixe. Cette dernière est calculée sur la

base à la fois de la technologie utilisée, de la taille de

l’installation et de la date de mise en service. Elle est

fixée pour 20 ans.

Le gestionnaire de réseau vend le courant injecté à

la bourse de l’électricité. La différence entre le

montant fixe payé à titre de rétribution de l’injection et

le produit effectif des ventes en bourse est

répercutée sur les consommateurs d’électricité.

Commercialisation directe avant l’EEG de 2014

L’exploitant d’une installation ER propose son courant

directement à la bourse de l’électricité

il est tenu de remettre des prévisions d’injection

la qualité des prévisions détermine le montant des

coûts d’énergie d’ajustement (stabilité du réseau)

minimisation de ce facteur de risque pour

l’exploitant par l’introduction d’une prime de gestion

forfaitaire

si les prévisions sont bonnes, recettes fixes

supplémentaires

Rétribution

fixe EEG

Valeur du

marché de

référence =

produit de la

commercialisa-

tion directe

Prime de

marchéPrime de

marché

Prime de

gestion

* La prime de gestion et la prime de marché sont versées par le gestionnaire du réseau de distribution.

Le produit de la vente d’électricité en bourse est versé par les producteurs qui commercialisent directement leur courant.


Page 15

L’EEG réformée est entrée en vigueur le 1er août 2014

L’un des objectifs principaux de la réforme de l’EEG est

d’améliorer l’intégration des énergies renouvelable dans

les marchés de l’électricité allemand et européen. Pour

cela, les exploitants de nouvelles installations d’une

certaine taille se voient imposer l’obligation de

commercialiser directement l’électricité qu’ils produisent.

Cette obligation est introduite progressivement afin que

tous les acteurs du marché puissent s’y préparer.

• Avec l’EEG de 2014, la prime de gestion est

intégrée dans la rétribution pour les nouvelles

installations. Elle est versée à leurs exploitants

avec la prime de marché et n’apparaît pas sous

forme de rubrique séparée dans le décompte du

gestionnaire de réseau.

• Les installations existantes continuent de recevoir

la prime de gestion, qui est cependant recalculée.

• En Allemagne, quelque 86% des capacités

éoliennes installées et quelque 15% des capacités

solaires installées font actuellement l’objet d’une

commercialisation directe.

Source: BMWi


1er août 2014 1er janvier 2016 1er janvier 2017

Com. directe

obligatoire

Pas d’obl. de

com. directe

Page 16

Sommaire





5. Conclusions


Page 17

Evolution du parc de centrales électriques en Allemagne

Les capacités de production nettes

augmentent jusqu’en 2015 en raison de

la construction de centrales au charbon.

Des considérations économiques conjuguées

à la pression politique entraînent un recul de

la puissance à partir de 2016.

Evolution prévisionnelle de la production d’électricité


Page 18

Vue d’ensemble des besoins de l’Allemagne en centrales de réserve

Forte augmentation au fil du temps


Cap

ac

ité

s e

n M

W

Hiver

2013/14

Hiver

2014/15Hiver

2015/16Hiver

2016/17

Hiver

2017/18

Nécessaire Assuré

Page 19

Sommaire





5. Conclusions


Page 20

• Le niveau record des réserves de gaz en Europe atténue le risque de pénurie en cas d’arrêt des flux transitant par l’Ukraine.

• La situation de l’Europe du nord-ouest est meilleure grâce à l’extension des capacités du corridor nord (Nordstream TTF, NBP)

• L’UE mène avec l’Ukraine et la Russie des discussions trilatérales concernant la fourniture de gaz russe à l’Ukraine. L’Ukraine n’est pas

en mesure de «survivre» à l’hiver sans gaz russe.

• La Russie ne tolère pas les flux inversés en provenance de l’Europe du nord-ouest; la Hongrie a déjà conclu un accord en conséquence

avec elle.

IT, AT (et HU) sont les pays les plus exposés au risque

d’interruption des livraisons de gaz russe

Exportations de gaz russes

Source: CIEP; Axpo

Niveau des réserves de gaz européennes


Page 21

Sommaire





5. Conclusions


Page 22

Conclusions

• La pression qui a pesé sur les prix des contrats à terme au cours des douze

derniers mois s’explique avant tout par la baisse des prix de l’énergie primaire et la

dégradation des perspectives conjoncturelles.

• Sur le marché spot, on observe parfois des prix négatifs dans les pays voisins, de

même qu’en Suisse en de rares occasions depuis février 2014.

• Le développement des nouvelles énergies renouvelables continue de progresser.

L’augmentation annuelle des capacités en Allemagne a certes dépassé son point

culminant, mais elle s’élève encore à environ 5 GW.

• Les centrales au gaz ne jouent plus qu’un rôle secondaire.

• L’un des principaux objectifs de la réforme de l’EEG est de mieux intégrer les

énergies renouvelable sur le marché de l’électricité.

• L’aménagement du marché de capacités est encore en discussion, ce qui a une

certaine influence sur les producteurs suisses.

• La réduction possible des quantités de gaz livrées via l’Ukraine aura avant tout des

répercussions sur l’Europe centrale (AT et IT en particulier).


Page 23

Merci de votre attention


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http://www.google.ch/url?sa=i&rct=j&q=gespräch&source=images&cd=&cad=rja&docid=C6qsfmpqxUEJ_M&tbnid=HjUnrjwkaaptFM:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.erzbistum-muenchen.de/Page023705.aspx&ei=zkqsUY6bE8HMOb3vgPgD&bvm=bv.47244034,d.bGE&psig=AFQjCNGskCPMONlnnaqYb-HftU_99YTb0g&ust=1370332038273243

http://www.google.ch/url?sa=i&rct=j&q=gespräch&source=images&cd=&cad=rja&docid=C6qsfmpqxUEJ_M&tbnid=HjUnrjwkaaptFM:&ved=0CAUQjRw&url=http://www.erzbistum-muenchen.de/Page023705.aspx&ei=zkqsUY6bE8HMOb3vgPgD&bvm=bv.47244034,d.bGE&psig=AFQjCNGskCPMONlnnaqYb-HftU_99YTb0g&ust=1370332038273243

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