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Quotidien des Usines

Energie : Electricité : Les premiers champs de bataille

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Publié le

Les industriels éligibles sont allés plus vite que les parlementaires. Toutes les opportunités sont bonnes pour baisser leurs factures d'électricité.

C'est l'histoire du lièvre et de la tortue. Partis à la dernière minute, les parlementaires n'ont ouvert que cette se- maine le débat sur l'ouverture du marché français de l'électricité. Et ils n'ont que bien peu de chances de se mettre d'accord avant le 19 février, date limite fixée par Bruxelles pour l'ouverture à 25,6 % de ce marché. Qu'à cela ne tienne ! Sur le terrain, les grandes manoeuvres ont déjà commencé. Air liquide vient d'annoncer la construction, et l'exploitation, d'une unité de 450-500 mégawatts pour l'aciérie Usinor de Dunkerque/Mardyck. S'il n'a pas la dimension du site ICI de Teeside, en Grande-Bretagne, en service depuis six ans et aujourd'hui exploité par l'américain Enron (1 800 mégawatts), ni celle de BASF, à Ludwigshafen, géré en association avec RWE (600 mégawatts), ce projet représentera un investissement de 1,5 milliard de francs. Surtout, Air liquide l'a emporté en damant le pion au consortium EdF-GdF-Total, à l'américain Enron et au belge Tractebel...

Moins de 20 centimes le kilowattheure

Cette victoire, Air liquide assure la devoir à son concept d'" offre globale ", qui a pris à contre-pied ses concurrents. La future unité à cycle combiné valorisera, selon une nouvelle technologie mise au point par Air liquide, les gaz sidérurgiques fatals pour moitié de ses besoins et du gaz naturel. Une partie de l'électricité produite alimentera les installations de production d'oxygène d'Air liquide situées à Grande-Synthe (3 500 tonnes par jour), qui approvisionnent notamment l'aciérie, toute proche, d'Usinor. Et cette optimisation globale devrait aboutir, pour les deux partenaires, à des coûts " aux meilleurs niveaux mondiaux, en dessous de 20 centimes le kilowattheure ".

Des projets en grand nombre

Air liquide a gagné la première partie. Mais les champs de bataille du même type vont se multiplier les prochains mois. Après Dunkerque, d'autres réalisations d'envergure se profilent. Usinor lui-même, assure Jean-Claude Muller, son directeur des achats, n'écarte pas l'idée de moderniser et d'augmenter ses capacités de production d'électricité à Fos-sur-Mer (170 mégawatts, dont 70 dans le cadre d'un partenariat avec, là encore, Air liquide). Et, surtout, de rénover les installations dispersées et de faible dimension sur le site de Liège-Charleroi de sa nouvelle filiale Cockerill-Sambre. Chez les pétroliers, le plus gros projet actuel est celui de Total-Fina, associé à EdF et à Texaco, à Gonfreville-L'Orcher, près du Havre. Total envisage une installation de gazéification-cogénération (IGCC) de 365 mégawatts qui valorisera les résidus lourds de sa raffinerie de Normandie voisine, au prix de quelque 4,2 milliards de francs d'investissements, d'ici à 2003. " Total réfléchit aussi sur un projet de 130, voire 300 mégawatts à Dunkerque, et un autre sur le site de sa raffinerie de Flessingue, aux Pays-Bas ", explique Denis Giorno, directeur de la division croissance, gaz, électricité du groupe. Gros autoproducteur d'électricité, Charbonnages de France aimerait bien, lui aussi, renouveler son parc de centrales, qui représente quelque 2 610 mégawatts installés. Deux projets sont à l'étude : une nouvelle tranche à Gardanne de 350-400 mégawatts (comme la précédente, à lit fluidisé circulant) et une unité à cycle combiné à gaz à Carling, sur le site Emile- Huchet. Rhodia, pour sa part, fort de son expérience de la plus grosse installation de turbines à gaz dans l'Hexagone (lancée en 1980), travaille " sur un gros programme de turbines à gaz. D'ici à deux ans, l'ambition est d'être autosuffisant en production de chaleur et en son sous-produit, l'électricité ", indique Philippe Cohet, le nouveau directeur des achats. Enfin, de grandes zones industrielles, comme celles du Havre, de Rouen - Grand-Quevilly, de Lyon-Feyzin, de l'étang de Berre, de Grenoble ou de Mulhouse pourraient aussi être très courtisées pour accueillir de grandes installations de cogénération profitant aux industriels de la région. Voire pour capter de " grands projets nomades ", qui se localisent en fonction des coûts énergétiques proposés par les différents pays. Née il y a deux ans, la vague de la cogénération devrait, de son côté, déferler ces deux prochaines années. Les 130 installations de cogénération décidées en 1998 (dont 42 industrielles, les autres concernant le tertiaire et les réseaux de chaleur) représentent une capacité de 1 400 mégawatts (l'équivalent d'une tranche nuclé- aire) si l'on inclut le projet, récemment annoncé, de Solvay à Tavaux (100 mégawatts, opéré par Dalkia). Compte tenu des dix-huit mois nécessaires à leur construction, la quasi-totalité entreront en service en 2000-2001. Pour l'essentiel, il s'agit de " gros " projets, tous à turbines à gaz (les quinze plus importants représentent une puissance de 700 mégawatts). Et, pour les fabricants de turbines à gaz - General Electric, Alstom, Pratt & Whitney, Solar (Caterpillar), Allison (Rolls-Royce) ou ABB -, un marché de quelque 5 milliards de francs. Ces projets font l'objet de toutes les convoitises. Et les industriels, bien sûr, sont " travaillés au corps ", comme le dit l'un d'entre eux, par les opérateurs actuels ou potentiels. Mais ils sont bien décidés à ne pas s'en laisser conter. Ce qu'ils attendent ? Avant tout, de pouvoir affronter leurs concurrents européens sur un pied d'égalité. Et de voir, par conséquent, leur facture d'électricité diminuer " de 5 à 15 % ", selon les estimations le plus souvent entendues. " Notre motivation principale, explique Alain Werquin, directeur de l'énergie de Rhodia, est d'améliorer notre compétitivité par rapport à nos concurrents européens. Principalement les scandinaves, qui bénéficient des meilleurs prix pour leur électricité, mais aussi les britanniques, les néerlandais, et les espagnols, qui sont, semble-t-il, au même niveau que nous. "

EdF partage le risque avec le client

D'où la priorité donnée par les industriels (3000 sites éligibles après 2003) à des solutions d'externalisation, associées, dans la plupart des cas, à des technologies de production décentralisées, à haut rendement, et respectueuses de l'environnement. Avec de multiples formules : concession, location-vente avec option d'achat en fin de parcours... EdF a bien compris le message. Ses équipes commerciales " grands comptes " proposent, dit-on, des contrats à long terme sur mesure, acceptant de partager le risque avec le client sur la base de prix fixes en baisse sensible. Suez-Lyonnaise, qui réalise 35 % de ses 200 milliards de francs de chiffre d'affaires dans l'énergie, tout comme Vivendi (via Dalkia, 25,3 milliards de francs de chiffre d'affaires en 1997 dans la gestion globale de la fonction énergétique), proposent d'optimiser les installations existantes pour abaisser les factures d'énergie. Voire de participer au montage financier de nouvelles installations. Autre acteur particulièrement offensif : Finergaz, le bras séculier de Gaz de France dans les nouveaux projets de cogénération. Cette structure, créée il y a deux ans, a apporté " son expertise financière sur 40 % du gaz placé en cogénération pour une capacité de 450 mégawatts ", affirme Jean-Pierre Roncato, son président. Dix-huit mois avant la mise en place de la directive européenne sur la libéralisation du marché européen du gaz, le numéro 1 français tient à verrouiller ses débouchés industriels.

Air liquide sur tous les fronts

Air liquide, enfin, qui se définit désormais comme un " thermicien optimisant les procédés industriels et les factures d'énergie ", est sur tous les fronts. Le groupe a, lui aussi, de multiples fers au feu autour de ses neuf unités européennes de production d'électricité, dont quatre en France (trois à Fos, dont deux pour Sollac et une pour Lyondell, une à Feyzin pour Rhodia), représentant une capacité de 150 mégawatts. Mais il se défend de vouloir devenir un " IPP ", l'un de ces producteurs indépendants d'électricité - les " cow-boys ", comme les surnomment les professionnels américains de l'énergie - qui construisent et exploitent des installations pour vendre de l'électricité au plus bas prix. Il préfère se consacrer aux opérations de production et de gestion d'énergie qui pourraient être réalisées " sur site " chez ses clients. Pour leurs besoins et pour les siens propres. Mais la proclamation ne vaut peut-être que pour les toutes prochaines années. Rien n'exclut, par exemple, que les installations dunkerquoises d'Usinor puissent aussi fournir en électricité d'autres industriels de la région. Comme Aluminium Pechiney (dont les besoins actuels correspondent à la moitié des capacités de la centrale nucléaire de Gravelines, à 30 kilomètres au sud). D'autant que le montage final reste ouvert. " Nous sommes chef de file du projet, explique-t-on en interne. Mais nous sommes prêts à rechercher d'autres partenaires industriels, y compris EdF, pour autant qu'il y ait de la valeur ajoutée. " Les projets sont là, les fournisseurs aux aguets. Mais les décisions concrètes risquent bien de tarder. Car, en dépit du retard français, un épais brouillard pèse, pour quelques semaines encore, sur les intentions des Pouvoirs publics.

Des incertitudes fortes

La principale incertitude porte sur le tarif auquel EdF devrait acheter l'électricité produite par ces industriels. Depuis février dernier, l'entreprise publique a tiré la sonnette d'alarme pour que ne se concluent plus de " contrats Digec " - dits encore " 97-01 " - fixant pendant douze ans les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations de cogénération inférieures à 100 mégawatts. " Pis encore, tonne Claude Lenci, directeur des relations industrielles de Solvay, EdF aurait la possibilité, si le projet de loi était adopté tel quel, de résilier rétroactivement ses contrats passés avec les cogénérateurs. Comment voulez-vous que nous puissions prendre des engagements sur le long terme ? " Reste enfin l'incertitude sur les coûts de transport et l'autorité de régulation. Autant d'inconnues qui peuvent bouleverser l'équation économique d'un projet. Le dé- bat est à peine entamé. Mais ses conclusions seront examinées à la loupe.



Alors que, à Dunkerque, est lancée,

La plus grosse cogénération française...

1,5 milliard de francs d'investissements, pilotés par Air liquide (montage en cours).

450 à 500 mégawatts installés. La production sera réservée, dans un premier temps, à l'aciérie d'Usinor et à la grosse unité voisine d'Air liquide de Grande-Synthe.

Moins de 20 centimes par kilowattheure produit.

Alimentée à parts égales par des gaz sidérurgiques fatals et par du gaz naturel (contrat à long terme encore à négocier).

... Les projets de cogénération

Se multiplient...

Trois projets d'une centaine de mégawatts lancés en 1998. Solvay, à Tavaux (Jura) : 100 mégawatts ; Naphtachimie à Lavéra (Bouches-du-Rhône) : 100 mégawatts ; Novacarb, à Laneuville (Meurthe-et-Moselle) : 80 mégawatts.

Dix projets d'une cinquantaine de mégawatts. Terminal Gaz de France à Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique), Bayer à Port-Jérôme (Seine-Maritime), Emin Leydier à Saint-Vallier (Drôme), Arjo-Wiggins à Bessé-sur-Braye (Sarthe), Renault à Flins (Yvelines), Arco Chimie à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), Peugeot à Sochaux (Doubs), Cerestar à Haubourdin (Nord), Tioxide à Calais (Pas-de-Calais), Papeterie de la Seine à Nanterre (Hauts-de-Seine).

... Et les acteurs comptent leurs forces

EdF Electricité et offre multiservice.

Gaz de France Contrôle de la chaîne gazière et multiservice.

Vivendi (Dalkia) Gestion globale de la fonction énergétique et développement de production décentralisée (cogénération, cycle combiné).

Suez-Lyonnaise des eaux, gestion déléguée de services énergétiques et, via Elyo et Tractebel-Electrabel-Distrigaz, fourniture directe des clients éligibles sur le territoire français.

Air liquide pour ses clients de gaz industriels, " offre globale " multiservice et multi-énergie prenant en charge toutes leurs installations.

Les nouveaux entrants, producteurs, comme RWE, PowerGen, Enel ou Endesa, ou " traders ", comme Enron.



Les six principales incertitudes de la nouvelle donne

Le projet de loi est en discussion cette semaine à l'Assemblée (en procédure d'urgence). Un certain nombre de dispositions auront un impact direct sur l'ampleur et la rapidité du processus de libéralisation.

1. Les compétences de la nouvelle Commission de régulation de l'électricité, limitées aux problèmes liés à l'accès des tiers au réseau. Elle ne disposera pas de droit d'investigation sur les décisions ayant un impact sur la concurrence.

2. Le mode de calcul des tarifs d'utilisation du réseau de transport et des " coûts de secours ".

3. Les règles concernant le fonds spécial visant à faire supporter les coûts relevant du service public (péréquation, " coûts échoués "...) par tous les producteurs d'électricité, au prorata de leurs kilowattheures fournis.

4. L'extension prévue du statut du personnel d'EdF à l'ensemble du secteur.

5. La possibilité, pour EdF, de résilier ses anciens contrats d'achat d'électricité passés avec des cogénérateurs.

6. L'absence de règles sur l'obligation d'achat de l'électricité par EdF pour les prochaines installations de cogénération.









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