Les green bonds au secours des producteurs d’électricité

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Les producteurs européens d'électricité doivent trouver de nouvelles sources de financement.
Les producteurs européens d'électricité doivent trouver de nouvelles sources de financement. (Crédits : (c) Copyright Thomson Reuters 2011. Check for restrictions at: http://about.reuters.com/fulllegal.asp)
Les grands producteurs d’électricité européens traversent une période difficile qui se traduit dans leur situation financière, comme l’illustre l’étude du cabinet Colombus Consulting publiée ce 15 février. Ceux, nombreux, qui optent pour un virage vers les renouvelables doivent diversifier leurs sources de financement et se tournent massivement vers les obligations vertes.

Certes, avec 130 milliards de dollars émis en 2017 et un marché total de 224 milliards, malgré leur forte croissance, les green bonds ne représentent encore qu'une goutte d'eau au regard des quelque 44.000 milliards de dollars qu'il faudrait investir d'ici à 2050 pour respecter l'Accord de Paris. Ce nouvel instrument de financement, en principe dédié à des projets compatibles avec le respect de l'environnement et la lutte contre le changement climatique, souffre de l'absence d'une définition commune et d'un consensus quant aux critères d'évaluation qui permettraient une meilleure transparence des projets, et faciliteraient la traçabilité des fonds.

Mais les green bonds sont en tous cas déjà largement utilisés par les grands producteurs d'électricité européens pour financer leur virage vers les énergies renouvelables. Les 16 plus grands d'entre eux, qui composent le panel de l'étude portant sur leur situation financière publiée ce 15 février par Colombus Consulting, en ont émis collectivement pour 17 milliards d'euros en 2017. Innogy, née de la scission des activités renouvelables et réseaux de RWE, a émis pour 850 millions d'euros d'obligations vertes en novembre dernier. Notamment grâce à l'obligation verte souveraine de 9 milliards d'euros émise début 2017, la France est l'un des principaux marchés. Avec plus de 5 milliards d'euros placés depuis 2014 en trois émissions, Engie est le plus gros émetteur corporate français. EDF, pionnière française dès 2013, a collecté de cette façon 4,5 milliards.

Moins de thermique et de nucléaire, plus de renouvelables

Il faut dire que les récentes évolutions du marché européen de l'électricité ont mis à mal leur situation financière. Certes, la tendance qui prévalait ces dernières années s'est inversée en 2017. Alors que de 2011 à 2016 les capacités de production avaient augmenté de 7%, tandis que la consommation baissait dans le même temps de 8%, le volume des capacités installées en 2016 a été de 4% inférieur à 2015 et la consommation, en raison d'un hiver plus rigoureux, a crû de 14%.

Les politiques gouvernementales et les stratégies des entreprises ne peuvent agir que sur les capacités de production. À l'exception notable du britannique Centrica, qui a revendu ses parcs éoliens pour se recentrer sur l'exploitation-production (notamment en Norvège) et le nucléaire, les producteurs se tournent collectivement de plus en plus vers les renouvelables (+ 3 GW hors hydroélectricité ajoutés en 2016) au détriment du thermique (-18 GW) et, dans une moindre mesure, du nucléaire (-3 GW). Les services et les activités de réseau, régulées et garantissant sécurité et visibilité des revenus, sont deux autres pistes suivies pour s'affranchir en partie de l'exposition aux prix de marché, qui demeurent très volatiles.

Capitalisation boursière en baisse de 18% entre 2011 et 2016

Mais dans l'ensemble, la situation financière des électriciens reste tendue : 10 des 16 entreprises étudiées voient leur chiffre d'affaires (-7% en moyenne) et leur résultat opérationnel (-4%) baisser. Ces moyennes masquent des situations contrastées, avec des groupes comme Fortum et Iberdrola qui se redressent tandis que l'équilibre économique des producteurs allemands continue de se dégrader. EDF (qui annonce ses résultats demain, vendredi 16 février) a souffert notamment d'un important taux d'indisponibilité de ses centrales nucléaires en 2016.

S'ils sont parvenus à amorcer un mouvement de désendettement représentant collectivement 43,6 milliards d'euros, cela ne suffit pas à séduire les investisseurs. La capitalisation cumulée des 16 entreprises étudiées a perdu 18% entre 2011 et 2016, et elles se voient contraintes de diversifier les sources de financement qui doivent leur permettre d'assurer la maintenance de leurs parcs de production. Une situation particulièrement évidente pour EDF et son programme de « grand carénage » destiné à prolonger ses centrales au-delà des 40 ans d'exploitation initialement prévues, jusqu'à 50, voire 60 ans, estimé par l'entreprise elle-même à 55 milliards d'euros d'ici 2025, et à deux fois plus par la Cour des comptes entre 2014 et 2030.

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Commentaires
a écrit le 16/02/2018 à 21:18 :
@Mme Pialot, concernant le coût du "grand carénage" :
L'écart entre l'estimation d'EDF de 55 Md€ (et même 48 Md€ depuis l'optimisation des contrats) et le chiffre publié par la Cour des Comptes a plusieurs fois été justifié, dont récemment par le PDG d'EDF.
La Cour des Comptes a publié une dépense pour EDF jusqu'à 2030, qui ajoute aux investissements que représente ce "grand carénage" (travaux de rénovation), les dépenses de maintenance courante, qui ne sont pas des investissements.
Quant on ajoute des choux et des navets on n'obtient pas grand chose de significatif....
Une fois pour toutes, le grand carénage ne correspond qu'à des investissements et coûtera moins de 50 Md€, dépensés d'ici à 2025 (une partie de la dépense est d'ailleurs déjà réalisée).
a écrit le 15/02/2018 à 17:43 :
Merci pour l'analyse.
A noter que d’autres organismes estiment les moyens nécessaires au double.
Pas évident de changer de modèle surtout si le retour sur investissement n’est pas garanti, certains projets projets ENR ont encore besoin d’un minimum de soutien.
Les réseaux doivent aussi évoluer, décentralisation, interconnexion, optimisation, stockage.

Ceci dit, j’ai l’impression que l’on n’a pas encore intégré tous les coûts dans les moyens de production plus traditionnels :
- le CO2 et les fossiles (les émissions ont augmenté en 2017 - https://www.enerdata.fr/publications/breves-energie/augmentation-emissions-co2-mondiale-2017.pdf) ce qui veut dire que le marché carbone doit encore évoluer.
- la sécurisation et le démantèlement du nucléaire, souvent sous estimé (même si cela peut aussi être une opportunité : http://www.lemondedelenergie.com/traitement-dechets-nucleaires-specificite-francaise/2018/02/08/).

Malheureusement ce n’est pas uniquement un problème d’argent, mais aussi de stratégie, de concurrence, de capacités d’adaptation et d’évolution,…

L’autre argument, c’est que si on ne fait rien, cela va coûter encore plus cher.

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