Les temps sont durs pour les grandes utilities européennes. Entre l'effondrement des prix sur les marchés de gros et la situation surcapacitaire qui s'installe sur fond de ralentissement économique et de développement rapide des énergies renouvelables, les producteurs d'électricité à partir de sources conventionnelles sont à la peine. En France, EDF se débat entre difficultés financières, gigantesques besoins d'investissements pour entretenir son parc nucléaire et développer les nouvelles générations d'EPR et, maintenant, tension sur l'approvisionnement en raison de la fermeture d'un nombre exceptionnel de réacteurs à la demande de l'Autorité de sûreté nucléaire. En Allemagne, E.ON et RWE affichent des résultats financiers calamiteux et tentent de faire face en scindant leurs activités en deux.
Pour Cap Gemini, qui vient de publier son dix-huitième Observatoire européen des marchés de l'énergie, le manque de cohérence des politiques européennes, et en premier lieu leur soutien indéfectible aux énergies renouvelables, aurait joué un rôle déterminant dans cette situation. Depuis 2004, l'Europe a investi 750 milliards d'euros dans les renouvelables, ce qui, ramené à sa population (7% de la population mondiale) et à son PIB, en fait le leader évident de la lutte contre le changement climatique.
« Le coût des énergies renouvelables a baissé mais elles ne sont pas encore compétitives face au gaz ou au nucléaire, si l'on prend en compte le surcoût de 30% en moyenne qu'implique leur distribution, les réseaux devant évoluer pour gérer l'intermittence (stockage, smart grids) », affirme Philippe Vié, directeur adjoint en charge du secteur Energie & Utilities chez Capgemini. Tout en reconnaissant que « sans la transition énergétique et notamment les énergies renouvelables, les opérateurs de réseau auraient sans doute investi autant, mais pas aux mêmes endroits et pas sur les mêmes projets ».
Le charbon plus compétitif que les renouvelables
Les centrales à gaz souffrent tout particulièrement. « Les surcapacités ont conduit au dé-commissionnement de 40 GW de moyens de production de pointe (charbon, gaz, fuel) en Europe ces 5 dernières années et 40 GW supplémentaires vont suivre dans les trois ou quatre prochaines années », témoigne ainsi Philippe Vié.
Cerise sur le gâteau, cette situation risque de rendre le charbon comparativement plus compétitif et de contrevenir ainsi aux objectifs européens en matière climatique : « Dans le merit order (qui consiste à appeler en période de pointe en priorité les centrales au coût marginal le plus faible), après les énergies renouvelables, le charbon vient actuellement avant le gaz» se désole ainsi Philippe Vié. Or la production des centrales à charbon émet 0,9 tonne de CO2 par mégawattheure, contre 0,4 t/MWh pour le gaz.
Autre menace qui pèse sur les utilities : la baisse des prix des équipements de production d'énergies renouvelables sur un marché surcapacitaire rend de plus en plus intéressants les actifs de production correspondants, qui deviennent accessibles à des communautés - opérant sur des marchés locaux. « Ces communautés, lorsqu'elles regroupent sur une place de marché des producteurs renouvelables et des consommateurs, désintermédient les fournisseurs, une mauvaise nouvelle pour les opérateurs historiques. »
Bientôt de nouveaux concurrents
Face à cette situation intenable, Cap Gemini conseille de travailler sur le captage et stockage de CO2, d'établir un prix du CO2 qui ait du sens (soit un prix plancher, soit une taxe) et de trouver les financements pour l'efficacité énergétique. « La situation financière dégradée des opérateurs européens et les investissements incontournables les contraignent à retarder leurs investissements ou à vendre leurs actifs, souvent de réseau. » De nombreuses cessions sont intervenues ces dernières années. Or les réseaux ont une valeur et assurent des revenus et une rentabilité réguliers.
Les utilities doivent également faire face à l'apparition de concurrents venus d'autres secteurs d'activité, tels que ceux issus de la construction et des services associés désignés sous l'appellation « smart building » (gestion technique du bâtiment assortie d'un bouquet de services). Les GAFA et les acteurs issus des telecoms ne sont évidemment pas en reste, comme les pétroliers ou les équipementiers qui basculent également vers les services.
« Et on devrait bientôt voir apparaître encore de nouveaux acteurs venus de secteurs très éloignés, mais qui possèdent d'importantes bases de données clients », promet encore Philippe Vié.
De la vente de commodités à celle de services
Dans cette situation, « les utilities traditionnelles doivent trouver de nouveaux gisements de revenus autour de la vente de services », martèle-t-il donc. « Certains projettent à relativement court terme de basculer de la vente de commodités à la vente de services », témoigne-t-il. C'est le cas notamment d'Eneco, aux Pays-Bas, avec ses offres d'"energy as a service" et son thermostat Smart Home « Toon » qui pénètre un nombre très important de foyers. En Angleterre, l'offre « Hive active heating » de British Gas connaît également une croissance importante.
La plupart des consommateurs qui s'équipent d'un terminal leur permettant de gérer leur consommation énergétique le font en priorité pour les autres services offerts, qu'il s'agisse de la météo ou des horaires de trains. « La question est de trouver quels sont ces services additionnels que le consommateur va vouloir payer... », reconnaît Philippe Vié.
Pour développer ces offres, Eneco ou British Gas se sont appuyés sur des startups, comme les utilities françaises commencent à le faire, via des incubateurs, des concours de jeunes pousses ou encore des fonds d'investissement dédiés. Et le temps presse.
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