Quotidien des Usines

Acheter ou vendre son électricité : tout va bouger

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Dossier La nouvelle économie de l'électricité va s'organiser autour du trading et des Bourses spécialisées qui fleurissent partout en Europe. Avec des avantages et des risques qui pourront être considérables.

Acheter ou vendre son électricité : tout va bouger

Sommaire du dossier

Les entreprises citées

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Il va falloir s'y préparer. Et sans tarder. Les Bourses d'électricité, avec leurs marchés physiques et leurs instruments financiers complexes, vont prendre une place centrale dans le nouveau paysage électrique européen. Comme leurs concurrents de l'Union, les industriels français " éligibles " vont pouvoir faire leurs courses d'électricité où bon leur semblera. Si besoin est, en faisant du trading et en allant sur la Bourse de leur choix, à Oslo (Nord Pool), Amsterdam (APX), Madrid (OMEL), Londres (British Pool) et bientôt Francfort (EEX). Et sûrement, d'ici à deux ans, lorsque le marché français se sera encore plus libéralisé, à Paris. Un petit nombre d'élus Tout comme le diamant, le caoutchouc, le brut pétrolier ou le maïs, l'électricité - une commodité comme une autre - va se vendre ou s'acheter au jour le jour, voire à l'heure l'heure, sur des marchés spots, à des prix extrêmement variables. Et faire l'objet de transactions purement financières - pour ne pas dire de spéculations - sur ces prix et sur les volumes disponibles à l'horizon d'une semaine, d'un trimestre ou d'une année. Mais attention ! En France, ne pourra pas faire du trading qui veut. Il faudra y être " autorisé ". C'est-à-dire répondre à deux conditions : produire plus de 4,5 mégawattheures et " pouvoir proposer une capacité disponible sur le réseau interconnecté européen ". Au-delà, naturellement, d'EdF, la liste des " traders autorisés " devrait s'élargir aux autres producteurs d'électricité - la Snet (groupe Charbonnages de France), la CNR (Compagnie nationale du Rhône) - et aux plus importants industriels autoproducteurs, parmi lesquels Dalkia (Vivendi), Elyo (Suez-Lyonnaise), Air liquide, Cogema, Usinor ou Rhodia. Sont aussi concernées les filiales françaises des compagnies électriques européennes désireuses de venir ferrailler contre EdF : le belge Electrabel (Suez-Lyonnaise), depuis longtemps rompu à ce genre d'exercice, les allemands RWE, PreussenElectra, Bayernwerke, Bewag ou HWE, l'italien Enel, les espagnols Endesa ou Iberdrola, ou les britanniques National Power, PowerGen ou Scottish Power. Enron, Duke Energy ou tout autre société de trading spécialisée dans l'électricité (comme dans d'autres énergies) pourront, elles aussi, travailler dans l'Hexagone " sans restriction ", affirme Bercy. Les industriels sont dans l'expectative Et demain, peut-être, Paris Bourse SA ou EdF Trading, filiale à 66,7 % d'EdF et à 33,3 % du groupe de négoce international Louis-Dreyfus, qui, de Londres, commencera à opérer vers le marché français dès que Bruxelles lui aura donné son feu vert (ce qui ne sera fait que lorsque les autorités européennes se seront assurées que la France joue correctement le jeu de la réciprocité). A moins qu'EdF n'opère sur ce marché via ses partenaires, le suédois Graninge, le suisse Atel ou l'allemand EnBW. Face à cette offre multiple, sidérurgistes, métallurgistes, papetiers, verriers, cimentiers ou chimistes et les autres industriels contrôlant les quelque 800 sites industriels bientôt éligibles (ils seront 2 500 en 2003) sont pour l'instant dans l'expectative. Avant de redéfinir leur stratégie d'achat ou de vente d'électricité, tous attendent les prochains décrets d'application de la nouvelle loi sur l'électricité, dite " du 10 février 2000 " (ils devraient être promulgués avant le 1er juillet). La proportion de 20 % maximum de la production susceptible d'être achetée sur les marchés du trading par ces producteurs, préconisée par le Parti communiste et la CGT, ne figure pas dans la loi. Acheter au meilleur moment et au meilleur prix Il est d'ores et déjà acquis que tous les industriels éligibles consommant plus de 20 gigawattheures pourront acheter hors de France soit des " blocs " - c'est-à-dire de grosses quantités d'électricité proposées en général à prix fixes pour une durée déterminée (jusqu'à un an, généralement) -, soit, plus fréquemment, de la " dentelle ", ces appels de puissance sur des durées très courtes et très variables. Et cela " pour l'une de leurs filiales ou pour leur maison mère ". Dans tous les cas, au meilleur moment et au meilleur prix. Ils pourront le faire soit directement, soit en acceptant les offres d'un " broker " - un intermédiaire, comme Finacor (CDR), dont le métier est de mettre en contact fournisseurs et clients sans être jamais propriétaire de l'électricité - ou encore en mandatant une société de trading spécialisée. " Encore faut-il que l'électricité achetée hors de France puisse, sans trop de mal, franchir les frontières ", nuance également Jean-Sébastien Letourneur, président de l'Uniden, l'Union des industries utilisatrices d'énergies. Les réseaux européens - scandinave, continental, britannique et irlandais - sont, sans doute, partiellement interconnectés, mais les interconnexions physiques sont limitées et ne permettent pas une libre circulation totale de l'électricité dans toute l'Europe. " La fluidité des échanges et la transparence sont indispensables pour que le trading puisse se développer, constate Laurent Chabannes, directeur de l'énergie de Pechiney. Mais la directive européenne sur l'électricité ne se préoccupe que d'ouvrir les marchés nationaux à la concurrence. Aucune clause ne prévoit comment se négocieront les échanges entre les marchés nationaux juxtaposés ni comment seront fixés les péages transfrontaliers. " De plus, ajoute un producteur d'électricité européen, " il faudrait aussi qu'EdF ne sature pas artificiellement les lignes d'échanges entre le territoire métropolitain et ses voisins ". Ce qui, murmure-t-on, se serait déjà produit dans les échanges avec l'Espagne. Certaines industries peu touchées Mais, là encore, Bruxelles veillera. " Les manoeuvres dilatoires et les contorsions juridico-administratives pour empêcher l'inéluctable libéralisation ne feront pas longtemps illusion. Bruxelles a menacé de légiférer si les acteurs ne parvenaient pas à s'entendre ", remarque un avocat spécialisé. Dans la pratique, les verriers, les cimentiers, les pétrochimistes mettant en oeuvre certains process, ou les spécialistes de l'électrolyse de l'aluminium - tous ceux qui peuvent " lisser " leur consommation d'électricité - vont continuer de signer des contrats bilatéraux avec les producteurs d'électricité. Et ces contrats couvriront généralement la totalité de leurs besoins, y compris leurs besoins ponctuels d'ajustement, dans le cadre de sous-contrats spécifiques. Ils interviendront, en principe, " dans un cadre contractuel de trois ans au minimum ", dont les décrets d'application de la loi du 10 février préciseront les modalités. Des contrats négociés différemment Rien de changé, donc, pour cette catégorie d'industriels ? Pas tout à fait. Par rapport à l'époque du monopole d'EdF, les nouveaux contrats passés avec l'entreprise nationale ou avec ses concurrents, Electrabel, RWE, Vattenfell ou Enel, auront été négociés article par article, service par service. Et leurs prix de référence auront été calqués sur ceux pratiqués, au moment des négociations, sur les marchés spots. En particulier, ceux du Nord Pool, de l'APX, d'Omel, du suisse Swep et de l'allemand Cepi (en fait, un relevé de prix de PreussenElecktra). " Nous étudions nos contrats sur la base d'un coefficient d'utilisation et d'une puissance, explique Rémi Mialet, directeur des achats de Saint-Gobain. Et, dans un cadre pluriannuel, nous examinons les prix fermes qui nous sont proposés pour l'année qui vient. Nous suivons la même démarche partout en Europe, sauf en Norvège, où nos besoins en électricité, plus irréguliers, pour notre production de carbure de silicium, se négocient avec des traders spécialisés. " En revanche, pour les industries dont les process ou les marchés sont discontinus - la chimie fine ou la transformation de l'aluminium -, confrontées en permanence à des excédents ou à des déficits d'électricité difficiles à maîtriser, il faudra prendre des risques pour essayer de tirer profit des opportunités apparemment avantageuses. Pour vendre ou pour acheter. Et ces risques seront soit partagés avec le producteur d'électricité, soit portés par un trader, indépendant ou non d'un producteur. " Avec, en contrepartie, comme l'expliquait récemment Philippe Morel, d'Elf Gas & Power aux journées de l'ATEE (Association technique énergie et environnement), l'obligation nouvelle d'accepter des risques prix qu'il va falloir identifier, mesurer et, au bout du compte, assumer. " Pas si simple ! Les prix peuvent varier très fortement Car ces risques sont considérables. " De toutes les commodités, constate Christophe Arnoult, d'EdF Trading, l'électricité est celle dont les prix sont le plus volatils, et qui peuvent énormément varier au moindre incident météo. Cela s'explique par une raison majeure : l'électricité est la seule énergie qui, sauf si elle est d'origine hydraulique, ne se stocke pas. Or, à partir d'un certain niveau, l'électricité a une élasticité au prix très faible. Il peut arriver qu'un consommateur en ait absolument besoin à un prix très élevé. " D'où des flambées ou des dépressions sans commune mesure avec celles constatées sur les Bour- ses classiques ou sur les Bourses de matières premières. En Norvège, où le marché est totalement libre, il n'est pas rare que les prix varient de 30 à 400 couron- nes en un an. Aux Etats-Unis, le 25 juin 1998, les prix ont brusquement grimpé jusqu'à 7 000 dollars le mégawattheure (46 centimes le kilowattheure), contre 50 dollars en moyenne, à la suite d'une vague de chaleur sans précédent qui venait de frapper le centre-ouest du pays et de l'arrêt pour maintenance de certaines centrales nucléaires. L'enfer, on le devine, est une menace permanente. A peine " encadrée " par les nouvelles procédures " Stop Loss ", les bien nommées. Avec l'ouverture à la concurrence... Il sera possible d'acheter ou de vendre son électricité : A tout producteur européen dans le cadre de contrats bilatéraux. A une société de " trading ", qui proposera des " blocs " (de grandes quantités d'électricité à prix fixes et pour de longues durées) ou de la " dentelle " (des quantités très variables pour de courtes périodes). Plus rarement, en allant directement sur une Bourse d'électricité. ... Le trading sera ouvert Aux producteurs d'électricité français produisant plus de 4,5 mégawattheures et capables de " proposer une capacité disponible sur le réseau interconnecté européen ". Aux industriels autoproducteurs d'électricité. Aux filiales françaises des compagnies électriques européennes. Aux sociétés de trading. Il reste quelques mois pour s'y préparer Les règles du jeu précises ne seront connues qu'une fois publiés les décrets d'application de la loi sur l'électricité du 10 février. Les péages pour les échanges transfrontaliers ne sont pas encore établis. Les différents acteurs possibles sur le marché n'ont pas encore clairement annoncé leurs stratégies. Les risques sont considérables et demandent du personnel hautement qualifié et des procédures très contraignantes. Le Nord Pool en tête A Oslo fonctionne depuis 1993 la plus importante de ces Bourses d'électricité, ce " Nord Pool " (Nordic Power Exchange), modèle de celles qui vont se développer en Europe. La valeur des transactions, portant sur quelque 970 milliards de kilowattheures, y a atteint, l'an dernier, 29,2 milliards de francs. Deux fois plus qu'en 1998. En ce début 2000, le Nord Pool compte plus de 300 participants, parmi lesquels six britanniques (dont Louis-Dreyfus), trois allemands et un néerlandais. Tractebel et Electrabel (groupe Suez-Lyonnaise) y sont actifs sous la bannière de Scandic Energy AS. Quatre pays y participent : la Norvège, la Suède, la Finlande et le Danemark, qui ont entre eux complètement libéralisé leurs échanges d'électricité et supprimé leurs tarifs transfrontaliers. Le Nord Pool appartient pour l'instant aux gestionnaires des réseaux électriques de Norgève (Statnett) et de Suède (Svensk Kraftnät). Au Nord Pool se règlent les échanges " physiques " sur le marché spot (baptisé localement Elspot). Plus de 20 % de la consommation des pays nordiques y est traitée. Le prix du kilowattheure varie, heure par heure, selon les disponibilités des producteurs et les besoins des clients (autres producteurs, traders, distributeurs, brokers, industriels, gestionnaires de bureaux ou de résidences et collectivités locales). Les contrats sont négociés tous les jours pour livraison sous vingt-quatre heures, avec obligation de paiement. Les prix pratiqués servent alors d'indices de référence pour les contrats bilatéraux. Ce n'est pas un hasard si les Scandinaves mènent la course en tête dans ce type de trading et en sont devenus le modèle de référence. Ce sont eux qui, en Europe, peuvent bénéficier des plus considérables ressources hydrauliques. Un atout, dans la mesure où ces barrages, que se partagent 200 propriétaires, faciles à mettre en service et faciles à arrêter, peuvent, à tout moment, répondre aux pointes de consommation. Le plus souvent aux prix les plus élevés. Ce sont aussi les Scandinaves qui ont pris de l'avance dans la production " décentralisée ", notamment par turbine à gaz. Mais cet équilibre de l'offre et de la demande n'est plus, depuis quelques années, la seule fonction de cette Bourse. Le Nord Pool est aussi le lieu où sont proposés des produits purement financiers qui ne sont accompagnés d'aucune livraison physique. Sur ce " marché papier " - baptisé Eltermin à Oslo -, les opérateurs achètent, sur la base de contrats standardisés, des quantités fixes d'électricité pour un prix et une période déterminés (jusqu'à trois ans). Les contrats financiers sont divisés en " futures " (les valeurs des contrats sont calculées tous les jours pour se prémunir des variations intempestives de prix) et en " forwards " (les valeurs sont négociées de gré à gré, généralement sur de plus longues durées). Sur le Nord Pool, le volume de ces transactions immatérielles représente trois fois plus que celui des transactions " physiques ". Daniel Krajka DE MULTIPLES BOURSES EN EMERGENCE Le British Pool La plus ancienne (1990) des Bourses d'électricité, est en pleine recréation. Dès l'origine, le " Pool " était le lieu de passage obligatoire pour les acheteurs d'électricité (douze sociétés régionales) et les producteurs (trois). Il s'est depuis élargi à tous les fournisseurs (vingt-six sociétés de redistribution), les producteurs (treize) et les producteurs-distributeurs (onze). Tous les producteurs vendent au même prix chaque demi-heure, quel que soit le coût marginal de production qu'ils ont communiqué au pool. Le profil de la demande est déter- miné demi-heure par demi-heure par le NGC (National Grid Cy). Et tous les opérateurs se couvrent avec des " contrats pour différence ", bilatéraux et confidentiels. Le système, critiqué pour son opacité et son fonctionnement au profit de certains producteurs, va disparaître le 31 octobre. Pour passer sous le contrôle direct de l'Ofgem, l'autorité de régulation britannique. L'APX Lancé en juin 1999 après deux ans de préparation - avec, pour principaux actionnaires, l'électricien espagnol Endesa, le suédois Vattenfall et le belge Electrabel -, l'APX a été conçu sur le modèle de Nord Pool pour couvrir les Pays-Bas et le nord de l'Allemagne. Il propose un contrat à un jour, et, bientôt, à une heure, grâce à Internet. L'Omel En Espagne, l'Omel - qui pratique seulement le trading physique - opère depuis 1998, mais sur une échelle réduite, exclusivement nationale. Cette Bourse est obligatoire, comme l'est, jusqu'à ce jour, le British Pool. Un marché d'options commence à s'y développer. L'European Energy Exchange C'est le projet qu'attendent tous les électriciens et les grands industriels européens. En Allemagne, c'est le gouvernement qui, en 1998, a demandé aux compagnies d'électricité d'établir un marché de " futures ". Après deux ans de préparation, une Bourse va voir le jour en avril à Francfort. Elle sera créée par la Deutsche Boerse et la Bourse germano-suisse Eurex, avec le soutien des producteurs allemands et suisses et les conseils de l'américain Nymex. L'EEX lancera un marché à terme quelques mois plus tard. Peut-être même simultanément avec le marché physique. La LPX (Leipzig Pool Exchange) La Bourse concurrente sera établie à Leipzig avec le soutien des Länder de l'Est. Nord Pool en détiendra 35 % et apportera son savoir-faire. L'IPE (International Petroleum Exchange) L'IPE, qui travaille en coopération avec Nord Pool depuis 1998, projette d'offrir avec sa transformation en avril en IPE Holdings, à partir de Londres, des produits spots et dérivés, sur le modèle de ses produits gaziers existants. L'APXTM (Automated Power Exchange) L'APXTM, l'un des principaux fournisseurs de services de commerce électronique pour l'électricité, vient de débaucher Per Hjorth, précédemment P-DG du Nord Pool, pour piloter, de Londres, ses ambitions sur l'ensemble du continent européen. Il traitera différents contrats sur Internet. Egalement en projet En Italie, la Bourse de Milan se prépare, mais attend de voir comment le gouvernement va ouvrir le marché. La Bourse de Bâle va lancer un marché à long terme fondé sur l'énergie solaire. Les Européens espèrent aussi incorporer à leur marché les énormes quantités d'électricité produites à l'Est et en Russie. Déjà, le conglomérat polonais Elektrim s'est associé à la Bourse de Varsovie, à l'espagnol Endesa et au réseau polonais d'électricité pour créer à Varsovie une Bourse d'électricité qui ouvrira en 2000 avec près d'un an de retard. Principal obstacle, l'insuffisance des réseaux à haute tension à travers l'Europe, qui permettraient d'équilibrer l'offre et la demande face à des circonstances exceptionnelles. A Paris, ParisBourse SA comme Electrabel (Suez-Lyonnaise) " réfléchissent ". D. K. Electrabel opérationnel depuis 1992 Les premiers apprentis traders d'Electrabel sont partis en mission aux Etats-Unis au début des années 90. Direction Houston, la Mecque du trading du pétrole, du gaz et de l'électricité américain (Enron - la référence dans ce domaine - y a son siège social). En 1992, le groupe belge se dotait d'une structure ad hoc, Temi (Trading Energy Marketing Incorporated) pour travailler de l'autre côté de l'Atlantique. Trois ans plus tard, un partenariat était conclu avec l'Université de Louvain pour développer des études sur la volatilité du marché de l'électricité. Notamment en Scandinavie et en Grande-Bretagne. Les investissements s'accéléraient d'eux-mêmes en 1998 : création de Scandic Energy, avec des bureaux à Oslo et à Malmö (sept traders), autorisation d'entrer sur le Spanish Pool, entrée sur l'APX (avec 10 % du capital). A Bruxelles, siège d'Electrabel, ils sont aujourd'hui quarante à travailler sur la salle des marchés du groupe, dont neuf traders pour l'électricité et un pour le gaz. Dotés d'un système informatique séparé de celui d'Electrabel, ils opèrent pour le groupe, pour ses clients, voire pour d'autres entreprises. Les opérations sur le Spanish Pool et sur l'APX se font au départ de Bruxelles par Internet. Le trading financier monte en puissance depuis l'automne dernier. Il représente 10 % du total des transactions (le montant global reste confidentiel).

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