LA TRIBUNE - A la veille de votre Assemblée générale, seize investisseurs représentant 1,9% du capital ont déposé une résolution pour modifier les statuts du groupe, afin d'organiser un vote tous les trois ans sur la stratégie climat, et tous les ans sur l'avancement de sa mise en œuvre. Vous avez appelé à voter contre. Pourquoi ?
JEAN-PIERRE CLAMADIEU - Ce qui me parait le plus important c'est que ce groupe d'investisseurs ne remet pas en question notre plan climat, mais nous demande d'être plus transparents sur son déploiement. Il réclame un processus structuré pour associer les actionnaires à cette stratégie, afin qu'ils s'expriment sur ce qui a été fait l'année précédente. Pour nous, c'est un débat parfaitement légitime, et non un acte agressif. Là où nous ne sommes pas d'accord, c'est que nous pensons que les statuts ne sont pas faits pour cela. Les statuts, c'est la Constitution du groupe. Ils sont là pour définir ses règles fondamentales, pas pour y inscrire que l'on peut consulter les actionnaires sur la sécurité, la diversité voire les performances économiques, en fonction des préoccupations de chacun. Cette modification ne nous paraît pas utile, d'ailleurs nous avons déjà organisé un vote des investisseurs sur notre stratégie climat l'année dernière. L'expérience aidant, nous nous engageons à le refaire tous les trois ans. Quant au fait de tenir chaque année un point spécifique sur le climat lors de l'AG, nous sommes parfaitement d'accord. C'est d'ailleurs prévu mercredi.
Pourquoi ne pas organiser chaque année un vote sur la mise en musique de cette stratégie climat, que l'on appelle le « Say on Climate » ?
Organiser un vote sur la mise en œuvre du « Say on Climate » chaque année n'est pas adapté, car nous manquons aujourd'hui d'un cadre de reporting chiffré assez solide pour que cela ait du sens. En effet, il n'existe toujours pas de réglementation européenne pour harmoniser la publication d'informations extra-financières par les entreprises. Une directive doit arriver en 2025, mais en attendant, de nombreux modèles coexistent, sans consensus. Or, si vous vous lancez dans une comparaison d'une année sur l'autre, sans méthodologie précise, de nombreux biais compliquent la lecture des résultats. Par exemple, s'il fait froid l'an prochain, la consommation d'énergie augmentera. Il y aura donc plus d'émissions de CO2, quels que soient les efforts que nous fournissons par ailleurs sur le long terme pour les diminuer.
Dans ce contexte, nous cherchons la bonne façon de communiquer avec nos actionnaires et l'ensemble de nos parties prenantes sur ces sujets. D'où notre rapport TCFD [Task Force on Climate Related Financial Disclosures, un référentiel d'informations par les entreprises sur leur gouvernance et leurs actions pour réduire leurs risques liés au changement climatique, ndlr] rendu public il y a six semaines, et complété il y a quelques jours au vu des questions que l'on nous a posées car nous sommes dans une démarche d'amélioration permanente. Lors de l'AG, notre stratégie sera d'ailleurs présentée sur la base de ce document.
Malgré ce discours, vous affirmez qu'il n'est pas possible de fermer vos centrales électriques au gaz pour des raisons de sécurité d'approvisionnement dans les pays où elles se trouvent. Cela ne risque-t-il pas de freiner votre transition ?
Je ne le crois pas. D'ici à 2030, la trajectoire compatible avec un scénario de réchauffement « bien en-dessous de +2°C » suppose que nous continuions à exploiter des centrales à gaz. Mais celles-ci fonctionneront de moins en moins d'heures par an, dans un rôle d'équilibrage du réseau alors que les énergies renouvelables intermittentes prendront de plus en plus de place. Or, si nous disposons d'une centrale à gaz de 300 mégawatts (MW) mais que nous l'utilisons 50 jours par an plutôt que 300, les émissions de CO2 ne seront évidemment pas les mêmes.
En février, nous avons annoncé une augmentation significative, de l'ordre de 50%, de nos investissements de croissance afin d'accélérer la trajectoire de décarbonation, grâce à un bilan renforcé. Dans cette stratégie, il faut distinguer deux étapes : l'une entre aujourd'hui et 2030, l'autre entre 2030 et 2045.
Pour la première phase, l'enjeu c'est d'investir massivement dans les renouvelables, pour atteindre une capacité de 80 gigawatts (GW) en 2030. Nous allons très vite atteindre près de 6 milliards d'euros d'investissement par an, pour raccorder quelque 6 GW de capacités en éoliennes et photovoltaïques en moyenne par an à partir de 2026. L'an dernier, nous étions à 3,9 GW. Il n'y a pas beaucoup d'entreprises qui investissent des montants aussi conséquents, tous secteurs confondus. A partir de 2030, nous bénéficierons aussi du « verdissement » massif du gaz, grâce à deux technologies. D'abord le biogaz, issu de la fermentation de matières organiques. La technologie est déjà éprouvée et nous pouvons facilement en injecter dans le réseau, mais les volumes disponibles seront limités. Chez Engie, nous sommes convaincus que 20% du gaz consommé en France sera du biogaz en 2030, même si l'objectif au niveau national est de 10%. Ensuite, nous misons beaucoup sur l'hydrogène bas carbone, qui a un potentiel bien supérieur. Mais ce vecteur énergétique a encore besoin de temps pour se développer, puisque les modèles économiques et la réglementation restent balbutiants en Europe.
Quel pourrait être votre mix énergétique à l'horizon 2045 ?
L'objectif du groupe est d'être « net zéro » en 2045, avec une compensation carbone inférieure à 10% du total des émissions. D'ailleurs depuis 2017 nous avons réduit nos émissions d'un tiers. Cela signifie que le rôle des énergies fossiles sera marginal d'ici là, même s'il est difficile aujourd'hui de donner un chiffre précis. Par exemple, les négociations de fourniture de gaz que nous menons actuellement sont compatibles avec cet objectif.
Aurez-vous besoin d'autant de centrales à gaz ?
Il est prématuré de se prononcer sur notre parc de centrales. Notre ambition est de faire en sorte qu'en 2045, nos centrales à gaz ne fonctionnent plus avec du gaz fossile.
Avez-vous des hypothèses plus précises d'incorporation de biométhane et d'hydrogène dans les centrales ?
Je pourrais vous dire 100% d'ici à 2045, mais il y a de nombreuses conditions à remplir, y compris sur la disponibilité du biométhane et de l'hydrogène renouvelable. Nous pouvons donner une ambition, mais pas de prévision sur le long terme, car le rythme de la mise à l'échelle de ces combustibles alternatifs ne dépend pas que de nous. Pour Engie, l'objectif se décline pour l'instant d'ici à 2030, avec une cible de 4 GW de capacité de production d'hydrogène « vert ».
Ensuite, tous nos investissements nouveaux dans les infrastructures gazières sont conçus dès l'origine pour pouvoir fonctionner avec de l'hydrogène. Nous travaillons pour être en mesure de les convertir, que ce soit les réseaux de transport ou les stockages souterrains. Dans certains cas c'est très simple, dans d'autres c'est plus complexe.
Les activités renouvelables d'EDF, pour lesquelles vous aviez marqué un intérêt l'an dernier, ne sont pas à vendre actuellement. D'autres opérations de croissance externe sont-elles envisagées ?
Notre priorité stratégique, c'est la croissance organique. Autrement dit, nous développerons nous-mêmes les 80 GW de projets dans le renouvelable, car cela crée plus de valeur que d'acheter un champ d'éoliennes ou de panneaux solaires déjà développé. Maintenant, nous sommes prêts à regarder des opportunités permettant d'accélérer si elles se présentent. D'ailleurs, nous réalisons parfois des acquisitions d'équipes de développement, parfois associées à des parcs existants, comme en Espagne ou aux Etats-Unis l'an dernier. Pour autant, les projets de taille importante pouvant être réalisés à des niveaux de prix raisonnables et permettant de créer de la valeur sont rares.
Que pensez-vous de la réponse européenne à l'Inflation Reduction Act (IRA), ce plan américain qui subventionne massivement le développement des technologies favorables au climat ?
Le plan européen est plutôt modeste. La puissance de l'IRA, c'est son approche systématique, avec un système de crédits d'impôts prévisibles sur une dizaine d'années. Cela permet d'analyser rapidement la rentabilité des projets. L'exemple le plus évident c'est l'hydrogène. La mise en place d'un crédit d'impôt de 3 dollars par kilo d'hydrogène vert produit, crée les conditions qui font qu'un projet devient immédiatement rentable. En Europe, le système de subventions, qui repose sur les fameux Projets importants d'intérêt européen commun (Pieec), est beaucoup plus complexe et incertain. Lorsque l'on soumet un projet dans le cadre d'un Pieec, le résultat est imprévisible et il faut environ 18 mois pour obtenir une réponse. Ce système était peut-être adapté dans une phase initiale, mais plus dans un contexte où on veut aller vite pour développer massivement des capacités nouvelles. Et nous avons du mal à faire comprendre cela à nos dirigeants. En Europe et en France, il y a une vraie difficulté à trouver des outils incitatifs forts, qui constituent une réelle alternative à ce qui se passe aux Etats-Unis. Nous n'avons pas cette culture du crédit d'impôt massif, qui est difficile à transposer chez nous.
Cela peut-il pousser à accélérer la transition outre-Atlantique au détriment de l'Europe ?
Pour les investissements dans les renouvelables, je ne crois pas, même si le rythme de développement sera plus rapide aux Etats-Unis, avec un déploiement massif dans les trois ou quatre prochaines années. En Europe, les projets sont davantage freinés par les longues procédures d'autorisation que par des problèmes d'accès aux capitaux. Il y a d'ailleurs beaucoup d'acteurs désireux d'investir en Europe dans un cadre qui va sans doute être modifié par la réforme du marché de l'électricité, mais qui, je l'espère, sera encore plus incitatif. En France, la loi dite d'accélération des renouvelables devrait permettre d'accélérer sur l'éolien en mer, peut-être sur le solaire distribué, mais pas vraiment sur l'éolien terrestre et les fermes solaires. En revanche, sur l'hydrogène, je pense que certains projets risquent de migrer outre-Atlantique, en fonction des incitations économiques. En effet, de grands industriels européens ayant besoin d'hydrogène vert pour se décarboner pourraient être tentés de se tourner vers les Etats-Unis, où ils trouveront un cadre plus favorable. Certains porteurs de projets américains imaginent même d'exporter de l'hydrogène vers l'Europe, alors qu'il n'y a pas de raison fondamentale de le produire outre-Atlantique plutôt qu'ici ! C'est fort de café ! Si cet hydrogène est généré en Afrique subsaharienne ou dans le Golfe parce qu'il y a beaucoup de soleil, c'est une chose. S'il est élaboré aux Etats-Unis uniquement parce que sa production y est massivement subventionnée, c'en est une autre.
Et concernant Engie ?
Nous avons les moyens de continuer à avancer dans les deux pays. Oui bien évidemment, avec l'IRA, nos projets vont s'accélérer et se multiplier aux Etats-Unis, tandis qu'ils sont limités en France par les procédures d'autorisation et des enjeux d'acceptabilité. Aux Etats-Unis, comme au Brésil d'ailleurs où nous sommes bien implantés, il y a un cadre qui permet le développement plus rapide de projets de taille importante. Pourtant, s'il est une chose que cette crise a montré, c'est la nécessité pour l'Europe d'accélérer la transition énergétique et climatique, ce qui lui permet dans le même temps d'assurer son autonomie stratégique.
Concernant le nucléaire, où en sont vos négociations avec l'Etat belge sur la prolongation pour une durée de 10 ans de deux d'entre eux ?
Engie n'a pas d'ambition stratégique à long terme dans le nucléaire, car nous avons la conviction que cette source d'énergie se développe bien mieux dans une structure parapublique, contrôlée par l'Etat, que dans une entreprise cotée. En revanche, nous avons la volonté de traiter avec responsabilité notre position d'opérateur nucléaire et d'acteur très important du système énergétique belge.
La loi belge disait, et dit toujours car elle n'a pas encore été modifiée, qu'il fallait fermer les centrales en 2025. Nous nous y préparions. Finalement, on nous a demandé de prolonger deux tranches pour une dizaine d'années. Nous avons accepté, à deux conditions : qu'on nous donne une forme de sécurité sur le cadre de prolongement car nous ne souhaitons pas être exposés au risque qu'un autre gouvernement puisse changer d'avis. Et qu'on nous donne de la visibilité sur les coûts de traitement des déchets, sachant que la Belgique est le pays le moins avancé en la matière. Combien de centres ? A quelle profondeur ? Il n'y a pas encore de consensus sur un scénario précis.
Les discussions semblent justement achopper sur la définition d'une somme maximale dont Engie devra s'acquitter pour la gestion des déchets nucléaires des sept réacteurs du royaume. Un accord intermédiaire sur ce point, initialement attendu en mars, n'a pas encore été trouvé...
Nous nous étions mis d'accord en janvier sur des grandes lignes, et nous espérions avoir avancé sur certains points cruciaux au cours du mois de mars. Nous sommes en retard par rapport à ce calendrier. Il y a des discussions complexes sur ces aspects, très techniques, avec des enjeux financiers lourds qui ne sont pas achevées aujourd'hui. La partie démantèlement est une activité industrielle dont nous sommes prêts à porter les risques, mais sur le retraitement des déchets nous demandons un cadre clair et prévisible, qu'on nous dise : "Voilà ce que cela va vous coûter de faire retraiter vos déchets".
Une fourchette située entre 18 et 20 milliards d'euros a été évoquée dans la presse. Est-elle correcte ?
Il faut être prudent sur les montants et il faut surtout savoir de quel périmètre et règles du jeu on parle. En revanche, je peux vous dire qu'à ce jour Engie a dans ses comptes un peu plus de 18 milliards d'euros de provisions pour le démantèlement des centrales et le traitement des déchets.
Compte tenu de ce retard, l'objectif d'atteindre un accord final cet été est-il encore tenable ?
Théoriquement oui, mais il faut avancer avec beaucoup de détermination. Il y a une grande urgence à trouver les termes de cet accord. Chaque journée de retard rend plus difficile l'atteinte de l'objectif pour contribuer à la sécurité d'approvisionnement du pays. Nous commençons à arriver au moment où nous risquons de mettre en péril la capacité de réaliser cette opération dans les temps, et le temps n'est pas compressible à l'infini.
Sur un autre sujet, quel bilan tirez-vous d'une année de crise énergétique ?
Du point de vue d'Engie, j'en tire un bilan très positif quant à notre capacité à faire face à un scénario que personne n'aurait imaginé. Face à l'arrêt des livraisons de gaz russe par pipeline, il a fallu réagir en assurant la sécurité d'approvisionnement. C'était la première priorité. Nous nous sommes également trouvés face à une volatilité extrême des prix de l'énergie. Cela n'est pas toujours positif pour un groupe importateur de gaz. Je vous rappelle qu'un grand concurrent d'Engie [l'allemand Uniper, ndlr] a eu besoin de plus de 50 milliards d'euros d'injection de fonds publics pour assurer sa survie. Nous partions d'une situation pas si éloignée de celle-ci. Finalement, grâce au travail de Catherine MacGregor et de son équipe nous avons terminé l'année avec une bonne performance économique et un bilan consolidé, tout en ayant contribué à soutenir nos clients.
Plus généralement, l'Europe est parvenue à passer l'hiver précédent en grande partie grâce à la réduction de la consommation énergétique, qui a été remarquable : de 13% pour le gaz, hors effet climat pendant l'hiver 2022/2023. Bien sûr certains industriels ont arrêté leur activité, ou sont allés produire ailleurs et c'est très dommage. Mais les particuliers, les entreprises et le secteur tertiaire ont, eux aussi, réalisé des économies de chauffage conséquentes. Maintenant, il ne faut pas que la baisse des prix se traduise par un relâchement. A l'automne, il faudra repasser des messages forts sur ce point-là. Le deuxième élément, c'est que nous avons utilisé au maximum nos infrastructures gazières, que ce soient les terminaux méthaniers ou les capacités de stockage. Tout cela a permis de passer efficacement l'hiver dernier, alors qu'on a pu accéder aux quantités de gaz naturel liquéfié (GNL) disponibles, parce que l'équilibre mondial du marché du gaz le permettait.
Etes-vous confiant pour l'hiver prochain ? Aurons-nous suffisamment de gaz naturel liquéfié dans un contexte où l'activité économique chinoise redémarre ?
A ce stade, nous sommes confiants dans le fait que nous passerons l'hiver prochain sans difficulté majeure. Il faudra parvenir à retrouver les économies d'énergie de l'hiver précédent et être très attentifs à l'accès au GNL. Mais pour l'instant, les indicateurs sont au vert. En moyenne, entre 150 et 160 bateaux de GNL débarquent chaque mois en Europe, contre 40 avant la crise.
Mais nous n'avons pas de contrats d'approvisionnement qui nous garantissent des quantités sur le long terme...
Effectivement, nous ne pourrons avoir ces contrats que dans quelques années, parce qu'ils reposent sur des capacités nouvelles de liquéfaction en cours de développement aux Etats-Unis ou au Qatar. Mais dans l'équilibre actuel du marché, nous sommes capables d'aller chercher des cargaisons sur le marché Spot [les enchères quotidiennes au comptant, ndlr], qui nous permettent d'atteindre les objectifs. Nous avons aussi maximisé les capacités d'importation via gazoduc hors Russie, en particulier depuis la Norvège, qui est devenue le premier fournisseur de gaz de l'Europe. Aujourd'hui, nous sommes à un peu plus de 50% de taux de remplissage des niveaux de stockage européens, du jamais-vu. En France, nous sommes autour de 35%. Nous ne sommes pas du tout sous tension, le gaz se transporte très facilement en Europe.
« Quand nous mettrons le pied sur l'accélérateur, nous serons difficiles à égaler » (Joelle Pineau, directrice de la recherche en IA chez Meta)
Sujets les + commentés