LA TRIBUNE - En 2022, les entreprises énergo-intensives ont été frappées de plein fouet par la flambée des prix de l'électricité dont les prix ont grimpé jusqu'à 1.000 euros le mégawattheure (MWh) contre moins de 100 euros en 2021. Quel bilan tirez-vous de cette année extraordinaire ?
NICOLAS DE WARREN - Le poids de l'énergie pour les entreprises énergo-intensives représente entre 10 et 60% des coûts de production. Dans la production d'aluminium, de chlore ou d'ammoniac, par exemple, l'énergie issue souvent d'électricité ou de gaz représente 60 à 80% des coûts variables et 60% des coûts de production. Problème, en 2022 les prix de l'électricité et du gaz ont explosé. Concernant le gaz, les stratégies de couverture varient en fonction des modèles d'affaires et des choix d'entreprise. Avec des prix très élevés entre 150 et 200 € le MWh, certains acheteurs ont pu fractionner leurs achats à terme par lots, de 10 ou 15% par exemple, pour essayer de profiter d'éventuelles opportunités baissières. Concernant l'électricité en revanche, pour la partie non couverte par l'Accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) à 42 euros le MWh, les acheteurs ont dû se couvrir dans des conditions très défavorables fin décembre mais certains ont pris le risque de ne pas se couvrir intégralement vu le niveau très élevé des cours. Tout est question de perception fine et d'analyse des micro-signaux de marché, mais la couverture à terme est loin d'être une science exacte !
Toujours est-il que, face à la très forte hausse des coûts de production, il y a une diminution de la consommation d'énergie, de l'ordre de 10-15% chez les industriels électro-intensifs de la chimie, des métaux et autres secteurs. Cette baisse de consommation est également justifiée par le ralentissement de la demande pour début 2023. Il y a eu en général des "arrêts chauds" de production, c'est-à-dire partiels, avec l'activation des dispositifs d'activité partielle. Il est assez simple de réduire de 20 à 30% le rythme de production par exemple alors qu'il est beaucoup plus complexe et coûteux d'arrêter complètement une usine qui fonctionne en continu.
De fait, il a fallu que certaines entreprises sélectionnent dans leurs réponses aux demandes fin 2022, pour éviter le risque de vente à perte. Le ralentissement de la production des sites énergo-intensifs a été plus accentué que les années passées du fait de la baisse des carnets de commandes pour le début de l'année, poussant les entreprises à diminuer leurs stocks pour réduire leur besoin en fonds de roulement (BFR).
Enfin, certains industriels ont également remplacé dans leurs ateliers le gaz par du fioul et surtout du gazole car c'était, et ça pourrait rester en 2023,moins cher que le gaz. Mais cette situation est beaucoup moins généralisée en France qu'en Allemagne où l'industrie est deux fois plus consommatrice de gaz, ce qui n'est pas sans avoir un impact fort sur les émissions de CO2 malheureusement.
Durant cette année difficile, estimez-vous que vous avez reçu assez de soutien de l'Etat ?
L'Etat, au terme d'un dialogue soutenu, a mis en place un dispositif ciblé sur les énergo-intensifs, agréé par Bruxelles, pour compenser partiellement leurs pertes financières. Pour les entreprises dont la facture d'énergie représente plus de 3% du chiffre d'affaires, les surcoûts énergétiques vont être compensés à hauteur de 70 ou 80%, avec des plafonds à 50 ou 150 millions d'euros selon leur exposition à la concurrence internationale. Ce soutien sera très sélectif, car il faudra que les groupes concernés aient un bénéfice avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement (EBITDA) négatif ou en baisse d'au moins 40% et ce principalement du fait de l'explosion de leurs coûts énergétiques.
Au-delà de ce soutien qui peut être nécessaire, ce dont nous avons besoin, structurellement, c'est d'une stabilisation des prix de gros de l'électricité à un niveau compétitif par rapport au reste du monde. C'est pourquoi la réforme du mode de formation des prix sur le marché de gros européen est urgente et indispensable pour nous offrir la visibilité de long terme qui nous permette de décarboner nos procédés d'ici 2050. Cette réforme doit aboutir pour l'essentiel en 2023 car il y a urgence ; une consultation publique européenne va démarrer incessamment et elle devrait déboucher sur une proposition de la Commission fin mars qui sera mise en débat avec les Etats-membres et le Parlement. Il faudra que cette refonte du market design apporte des réponses structurelles à cette crise des prix. Je suis à cet égard optimiste par nécessité et, d'expérience, c'est bien dans les temps de crise aiguë que s'élaborent les solutions pérennes.
Le prix du gaz s'est effondré ces derniers mois, allez-vous pouvoir en tirer profit?
Le prix du gaz a certes fortement diminué sur le marché spot (prix du jour ou pour le lendemain), mais les entreprises énergo-intensives achètent pour l'essentiel de leurs besoins sur le marché à terme, à des échéances trimestrielles, voire annuelles. Le gaz que nous consommerons au premier semestre 2023 a donc été acheté aux alentours de 120 euros le mégawattheure, quand il est à moins de 70 euros aujourd'hui. En revanche, si la tendance se confirme sur plus longue période, on pourra en bénéficier.
Ne pourriez-vous pas augmenter votre production et consommer plus que ce qui vous est livré à terme pour acheter du gaz spot moins cher?
Il n'est le plus souvent pas possible d'augmenter la production instantanément pour acheter du gaz moins cher au spot car il y a des contraintes techniques de production qui ne permettent pas le stop and go. Les rythmes des procédés industriels énergo-intensifs sont rigides et leur modification suppose beaucoup d'anticipation. Cela illustre l'impossibilité pour les usines énergo-intensives de faire face à la très grande volatilité des prix de l'énergie que nous connaissons actuellement.
Craignez-vous d'éventuelles coupures d'électricité cet hiver?
Non, car d'abord la situation se détend et en tout état de cause nous saurions gérer d'éventuels délestages, donc des coupures d'électricité momentanées, pour les sites qui pourraient l'être - et ce n'est pas le cas de tous - grâce au dispositif Ecowatt et aux préavis de RTE. Une cartographie fine des sites industriels délestables et de ceux qui ne le sont pas pour des raisons techniques a été dressée pour chaque département et elle devrait, le cas échéant, être strictement respectée par les gestionnaires de réseaux, RTE et Enedis.
Et pour l'instant, nous avons un hiver historiquement très doux donc nous pouvons espérer ne pas subir de coupures cet hiver. La période critique de froid est en général fin janvier et à l'approche de ce cap, il devrait y avoir sensiblement moins de risques de coupure avec le retour en production en cours - et selon le calendrier annoncé - d'un grand nombre de tranches nucléaires depuis le point très très bas d'août dernier.
L'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévient que le gaz pourrait encore davantage manquer l'hiver prochain, comment accueillez-vous cette nouvelle?
Les réserves de gaz de la France sont actuellement remplies à près de 85% alors qu'elles ne l'étaient qu'à hauteur de 55% l'an dernier, nous en avons donc sous le pied. Au-delà, il faudra apprécier les conséquences sur la consommation mondiale de gaz notamment de la reprise économique attendue en Chine au cours du présent semestre, continuer à suivre très étroitement l'évolution de nos stocks d'ici le printemps et la capacité de substitution par du GNL importé du gaz russe qui ne sera plus livré. Il est beaucoup trop tôt pour en tirer la moindre conclusion.
De quoi auront besoin les électro-intensifs sur le long terme?
Nous avons avant tout besoin d'un parc nucléaire performant, qui revienne à un taux d'exploitation au meilleur standard mondial : rien de plus normal pour le plus grand parc mondial installé. Pour nos usines qui consomment « en base », les solutions renouvelables - grand éolien en mer notamment - ne peuvent représenter qu'un appoint qui restera marginal en France pour les deux décennies à venir a u moins. Mais cette part pourrait néanmoins augmenter au gré du développement de ce grand éolien en mer, comme c'est déjà le cas en Allemagne.
Les entreprises les plus électro-intensives ont donc besoin d'obtenir à nouveau des contrats d'électricité de long terme assis sur le parc nucléaire. Des contrats à 10, 15 ou 20 ans. Ces contrats pourraient concerner des entreprises seules ou des consortium comme EXELTIUM par exemple (28 industriels liés à EDF depuis 2010 et jusqu'en 2034) qui est le seul existant à ce jour. Le message semble bien avoir été entendu par le nouveau pdg d'EDF. Certains de ces contrats pourraient intégrer une contribution au financement des opérations de « grand carénage » à venir ces prochaines années sur certaines tranches. A plus long terme, des contrats pourraient intégrer une partie du financement d'une tranche du futur nouveau nucléaire en contrepartie d'une capacité réservée, à l'instar de ce qui s'était passé avec EXELTIUM en 2010 où les industriels qui ont bénéficié de ce contrat à 25 ans avaient fait une avance en tête à EDF de près de deux milliards d'euros pour la construction de Flamanville 3. Ceci étant, tous les industriels ne seront pas en capacité de le faire ou ne souhaiterons pas nécessairement le faire, mais compte-tenu des besoins de financement futurs d'EDF, ce pourrait être une option à étudier le moment venu.
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