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Le marché de l'électricité sous tension

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Face à la hausse des prix de l'électricité, les industriels s'organisent sur deux fronts : groupement d'achat et réduction des consommations.
ENERGIE Les prix de l'électricité augmentent de manière récurrente pour les entreprises en Europe. Jusque-là la conclusion de l'étude annuelle, publiée il y a quelques semaines du cabinet international NUS Consulting (Observatoire international des coûts de l'énergie), se contente d'enfoncer une porte ouverte, surtout pour les dites entreprises qui ont déjà constaté le phénomène dans leurs factures. La surprise vient plutôt des chiffres dévoilés. Cette étude, portant sur l'évolution du prix de l'électricité dans 14 pays industrialisés entre 2005 et 2006, montre en effet que tous les pays européens, à l'exception de l'Allemagne, ont subi des hausses de plus de 10 % du prix de l'électricité. Avec une mention particulière pour la France, pays où coexistent à l'heure actuelle un marché libre et un marché régulé, dont les tarifs restent fixés par l'Etat. En un an, l'Hexagone a enregistré une augmentation de 48 % sur son marché dérégulé (80 euros le mégawatt heure, MWh) ce qui lui confère le record des augmentations et la place en cinquième position au classement des pays les plus chers, derrière le Danemark, l'Italie, le Royaume-Uni et les Pays-Bas. Un chiffre qui creuse d'autant plus l'écart (66 % !) avec les tarifs du marché régulé français. Sur ce dernier, les prix n'ont pas évolué sur les douze derniers mois (50 euros/MWh). Le marché français de l'électricité a en effet été ouvert progressivement à la concurrence à partir de juin 2000. Selon le ministère de l'Economie, des Finances et de l'Industrie (Minefi), si la libéralisation du marché a permis aux entreprises d'obtenir des prix inférieurs aux tarifs jusqu'en 2004 (moins de 30 €/MWh), ces prix ont ensuite connu une hausse rapide et une forte volatilité. Selon l'étude de N.U.S Consulting, les prix de l'électricité ont ainsi augmenté de 75,6 % sur le marché français dérégulé au cours des cinq dernières années. Toujours selon cette enquête, seuls 10 % des professionnels français auraient quitté le système des tarifs régulés, optant ainsi de manière irréversible pour le marché libre. Hausse des prix généralisée Les raisons avancées de ces hausses européennes ? « Les augmentations des prix du pétrole et du gaz mais aussi l'application de nouvelles taxes environnementales sur le prix des achats d'électricité », explique NUS Consulting. Les prix de l'électricité tiennent en effet compte des variations du prix des quotas d'émissions de CO2, mis en Bourse depuis 2005, ce qui aux yeux de nombreux acteurs - y compris François Loos, ministre de l'Economie, des Finances et de l'Industrie - est « absurde ». Le ministre a d'ailleurs lancé avec ses homologues allemands et du Benelux une initiative afin que la directive Quotas soit modifiée pour limiter l'effet de l'augmentation éventuelle du prix du CO2 sur le marché. Mais les voix s'élèvent surtout du côté des entreprises dites électrointensives, au rang desquelles figurent bon nombre de chimistes et pour lesquelles l'électricité est à la fois source d'énergie et matière première. « L'industrie chimique consomme près 25 % de l'électricité des secteurs industriels, ce qui n'est pas négligeable. Pour les industriels de la chlorochimie, l'électricité représente 35 à 40 % des coûts, un chiffre pouvant atteindre 40 à 50 % pour les métiers de distillation de gaz. Pour les autres industries chimiques, ce chiffre est autour de 5 à 6 % », explique un acteur du secteur. Pour sa production par électrolyse de chlore et soude, très demandeuse en électricité, Arkema utilise près de 3 MWh d'électricité par tonne produite, soit 4 TWh à l'année. Le Finlandais Kemira utilise quant à lui 2 TWh d'électricité chaque année en Finlande (en comparaison la capitale Helsinki en consomme 4,5 par an) dont la moitié est utilisée pour la production de chlorates. Du coup, les industriels redoutent l'arrivée de la facture d'électricité. En 2006, le chimiste de spécialités Rohm and Haas a ainsi dépensé en Europe plus de 40 millions de dollars en électricité et en gaz. « Hausse des prix, pertes d'emplois, menaces de délocalisations sont les effets pervers de la libéralisation du marché », explique-t-on à la Fédération Chimie Energie-CFDT. Déjà acculée sur d'autres fronts, l'usine alsacienne de Thann d'Albemarle a annoncé sa fermeture en mai dernier. Parmi les raisons avancées, « un surcoût de l'énergie de 5,5 millions d'euros entre 2005 et 2006 ». Et les industriels restés dans le giron d'EDF et dont les contrats arrivent à échéance cette année ne savent pas de quoi l'avenir sera fait. Pour EDF, la renégociation des contrats doit se faire au regard des règles de la concurrence. L'entreprise tomberait sous le coup d'une amende pouvant aller jusqu'à 10 % de son chiffre d'affaires en cas d'abus de position dominante si elle entrave la concurrence en pratiquant des prix plus bas que le marché. La demande des industries électrointensives d'accéder à des coûts compétitifs à long terme a finalement poussé l'Etat à créer un consortium pour qu'elles bénéficient de prix d'électricité plus favorables auprès des producteurs. Objectif pour les industriels : pouvoir acheter de grosses quantités d'électricité sur de longues périodes (15 ans et plus). « Nous avons besoin de visibilité à long terme », explique Olivier Monfort, directeur général de Solvay France. Un groupement d'achat ouvert à 60 entreprises Les membres fondateurs du consortium, baptisé Exeltium, sont Air Liquide, Rhodia, Solvay, Arkema, le papetier finlandais UPM, Alcan (numéro deux mondial canadien de l'aluminium) et Arcelor (sidérurgie). La structure doit à terme regrouper une soixantaine d'entreprises issues de différents secteurs, ce qui représente, selon le Minefi, près d'un millier de sites et 20 % du marché de consommation en France. Pour faire partie de ce consortium, les sites doivent remplir deux conditions : une consommation d'électricité représentant au moins 55 % des besoins totaux en heures creuses et un rapport consommation/valeur ajoutée du site de 2,5 kWh par euros. Selon le conseil de la concurrence, le volume d'énergie que pourra acquérir le consortium, est pour l'heure limité à 20 TWh par an, afin de respecter les règles de la concurrence. Chez Solvay, la mesure s'appliquera notamment au site de Tavaux (Jura), plateforme chimique figurant également parmi les plus importantes du groupe. Elle consomme près de 200 MWh par an, soit environ 0,5 % de l'électricité française. Du côté d'Arkema, tous les sites chloriers français du groupe (Jarrie, Lavéra, Fos-sur-Mer et Saint-Auban) seront éligibles ainsi que d'autres sites. « Des statuts prévoient les règles de fonctionnement à l'intérieur du consortium, explique Olivier Monfort. Ils portent sur la répartition de ce bien non stockable. Si quelqu'un réduit sa consommation, par exemple, il faut définir de quelle manière les autres membres peuvent en profiter ». Le consortium a déjà lancé un appel d'offres auprès des producteurs d'énergie européens, dans le but de mettre en place un mécanisme de fourniture d'électricité en bloc qui pourrait être opérationnel dès 2007. Selon le ministère, les producteurs - EDF, Snet (filiale de l'Espagnol Endesa), Suez, le Suisse Atel et HEW, filiale française du suédois Vattenfal - se seraient ainsi engagés à proposer des offres commerciales « qui soient non indexées à la hausse sur le prix de marché (non affectées par les évolutions erratiques du coût de la tonne de CO2), tout en faisant en revanche bénéficier des baisses ». Le verdict de l'appel d'offres devrait quant à lui tomber à l'automne. L'achat de droits de tirage se fera alors par un versement en liquidités, qui sera en grande partie financé par les banques. Le consortium pourrait également investir dans des moyens de production électrique. Un modèle qui n'est pas sans rappeler la situation finlandaise : plusieurs industriels et un producteur, la compagnie électrique Teollissuuden Voima (TVO), ont financé un réacteur nucléaire EPR (réacteur européen à eau pressurisée). Enfin, le Minefi s'est engagé à ce que des PME et PMI puissent aussi se regrouper pour profiter d'offres plus attractives et négocier des contrats d'achat à long terme. Mais les réclamations des industriels ne s'arrêtent pas au consortium. Comme l'explique Olivier Monfort, « certaines industries ont la capacité de réduire momentanément leur consommation d'électricité, de manière programmée ou instantanée, contribuant ainsi à la capacité de pointe. Cette interruptibilité doit être rémunérée sous forme de prix attractifs ». Autre souhait : une amélioration du cadre juridique et économique de la cogénération (système de production simultanée de chaleur et d'électricité qui permet de récupérer la chaleur dégagée par la combustion, contrairement à la production électrique classique). « Les producteurs d'électricité parlent de construire de nouvelles installations, alors que nous, chimistes, avons des structures construites, autorisées et acceptées qui tournent seulement cinq mois par an. Des milliers de mégawatts dorment sept mois par an, faute d'un prix adapté de reprise du courant électrique. Une cogénération industrielle peut tourner 8 000 h/an contre 2 000 pour une éolienne. La cogénération peut ainsi contribuer à pérenniser des emplois industriels », poursuit Olivier Monfort. Mais pour réduire véritablement la facture d'électricité, il n'y a pas de secret. Il faut aussi diminuer les consommations. Ce que les industriels s'emploient à faire. « Il est encore possible de faire des économies d'énergie », convient François Jaime, responsable Energie d'Arkema. « Il n'y a cependant pas de révolution à attendre. Le gain est de l'ordre de 1 % par an, ce qui n'est pas si mal, mais les vraies économies ne peuvent se faire qu'à l'occasion de nouvelles installations avec de nouveaux procédés », poursuit un autre acteur du secteur. Mais mettre en place de nouveaux procédés s'avère coûteux. Pour la chlorochimie par exemple, qui va à terme abandonner le procédé à mercure, mettre en place un procédé d'électrolyse à membrane, moins consommateur d'électricité, nécessite des investissements considérables. À côté de cela, les sociétés planchent sur leurs utilités (éclairage, air comprimé, vapeur, chauffage), qui constituent également un réservoir d'économies. Sur son site de Jarrie, Arkema a lancé un programme de mise en place de vitesse variable sur les moteurs de certains équipements (pompes, ventilateurs). La société travaille aussi sur les réseaux purgeurs de vapeur, sur la récupération des condensats et l'automatisation de l'éclairage. Cette amélioration de l'efficacité énergétique est d'ailleurs devenue une activité à part entière. Des sociétés de services énergétiques, à l'image de Dalkia (filiale EDF et de Véolia Environnement), proposent aux industriels de gérer leurs différentes sources d'électricité et d'assurer la maintenance des réseaux électriques. « On a vécu dans un paradigme selon lequel la France se dotait de manière pérenne d'un avantage compétitif en matière de coût de l'électricité. Cet avantage a quasiment disparu aujourd'hui », déclarait ainsi Jean-Pierre Clamadieu, P-DG de Rhodia à l'occasion des premiers Etats généraux de la chimie tenus en 2004. Une pensée résumant un sentiment général : quel est l'avantage, pour un pays qui a choisi d'investir dans le nucléaire, si le prix de l'électricité reste lié à l'évolution des prix du pétrole ? L'électricité produite en France est en effet à majorité d'origine nucléaire. Elle a représenté 78 % de son chiffre d'affaires en 2004, contre 12 % l'hydraulique et l'éolien et 10 % thermique classique. Camille ChandèsTROIS QUESTIONS À JOCELYNE CANETTIDirectrice de la division Entreprises à la direction Commerce d'EDF Quelles sont les raisons de la hausse des prix de l'électricité ? Il y a globalement trois facteurs conduisant à cette hausse. Tout d'abord, la nécessité de renouveler les investissements de production est considérable dans toute l'Europe de l'ouest. EDF prévoit par exemple en France 5 000 MW de capacités nouvelles de production entre 2006 et 2010. Ensuite, les prix des énergies fossiles (fioul gaz, pétrole) augmentent, tirant les prix vers le haut en Europe. Enfin, il y a une anticipation d'une pénurie de quotas d'émission de CO2 après 2008, ce qui conduit à la hausse des prix de ces quotas. Parallèlement, un autre facteur conjoncturel intervient, lié à l'augmentation régulière de la demande en électricité (environ 2 % par an), ce qui influe sur l'équilibre offre/demande. De quelle manière EDF et les industriels travaillent-ils sur l'amélioration de l'efficacité énergétique ? Nous travaillons sur deux axes avec nos clients qu'ils soient de la chimie, de l'automobile, l'aéronautique ou l'agroalimentaire : sur la maîtrise de la consommation, c'est-à-dire la diminution des volumes, mais aussi en les aidant à consommer efficacement. Pour un site industriel sur lequel EDF réalise sa première intervention, le gain en volume consommé se situe en moyenne entre 5 et 10 % par an. Par exemple, au sein de la société, R2R un fabricant de films plastiques pour emballages implanté à Pont Evêque dans l'Isère, 30 000 euros d'économies ont pu être identifiés par an en travaillant sur le chauffage, la récupération des condensats ou encore l'éclairage. Une collaboration entre nos experts techniques et les équipes de la R&D nous permet également d'agir sur les procédés des industriels. Un décret oblige les principaux fournisseurs à faire des économies d'énergie. Comment vont-ils remplir ces objectifs ? Nous travaillons déjà depuis plusieurs années avec nos clients pour les aider à maîtriser leurs consommations et diminuer leurs coûts. La loi nous incite aujourd'hui à renforcer encore notre action en matière d'efficacité énergétique. Nous proposons par exemple à nos clients un « diagnostic énergétique », des préconisations, des réalisations techniques, ou des modalités de financement pour l'acquisition d'équipements performants. Pour l'heure, nous attendons le décret fixant les obligations d'économie d'énergie incombant à chaque fournisseur d'énergie.

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