La crise énergétique européenne provoque des rachats de services publics en Allemagne et en France

Alors que l’hiver approche à grands pas et que les effets redoutés des niveaux extrêmes des prix du gaz naturel et de la volatilité se profilent, ainsi que l’incertitude sans précédent de l’approvisionnement en carburant, les gouvernements allemand et français ont été incités à prendre des mesures interventionnistes extrêmes pour s’assurer que les plus grands services publics de leur pays resteront à flot. .

Le 30 septembre, le gouvernement allemand a annoncé qu’il nationaliserait Uniper, son service public géant qui possède environ 33 GW de capacité de production à peu près égale à la capacité totale des Pays-Bas et un portefeuille de gaz d’environ 400 TWh (assez pour chauffer 22 millions de foyers allemands). Le gouvernement fédéral allemand a déclaré que la société d’énergie, qui approvisionne 200 services publics municipaux à travers le pays, est d’une importance décisive pour l’approvisionnement en gaz et en électricité de l’Allemagne. En tant que plus grand importateur de gaz russe, la société se trouve dans une situation d’urgence aiguë en raison du manque de livraisons de gaz en provenance de Russie et d’une forte augmentation des prix du gaz, a-t-il déclaré.

La France, quant à elle, a lancé le 4 octobre un processus de prise de contrôle à 100% d’EDF, géant de l’énergie dont elle détenait déjà 84%, avec l’intention de réduire les coûts de financement du groupe par une nationalisation complète. L’entreprise a subi des pressions du gouvernement français pour redémarrer sa production nucléaire. Plus de la moitié du parc de 56 réacteurs d’EDF est actuellement hors ligne, en partie à cause de problèmes de corrosion découverts sur certains sites.

Uniper : un désinvestissement nécessaire

Les actions du gouvernement allemand visant à reprendre 99% d’Uniper, en rachetant complètement l’ancien propriétaire d’Unipers, la société énergétique finlandaise Fortum pour 480 millions, découlent d’une mesure de soutien dévoilée en juillet, dans laquelle le gouvernement a proposé de prendre une participation de 30% dans Uniper. Le gouvernement a également annoncé en septembre qu’il reprendrait une ligne de crédit de 7,5 milliards précédemment fournie par Fortum.

La société finlandaise, qui a payé 6,5 milliards pour sa première tranche d’actions dans Uniper en mars 2020, a déclaré qu’Uniper hémorragie de près de 100 millions par jour et avait accumulé jusqu’à présent près de 8,5 milliards de pertes liées à la réduction du gaz. Par conséquent, de nouvelles mesures pour résoudre la situation étaient nécessaires car Uniper et Fortum étaient exposés à des risques importants, a déclaré Markus Rauramo, président et chef de la direction de Fortrum, lors d’une conférence de presse le 21 septembre. La cession est pourtant douloureuse mais une étape nécessaire pour réduire les risques substantiels pour Fortum et assurer un nouvel avenir. Fortum pourra se recentrer sur la production d’électricité nordique propre en tant que cœur de métier une fois la transaction conclue, a-t-il déclaré.

Le gouvernement allemand, pour sa part, a déclaré que sa prise de contrôle d’Uniper était devenue nécessaire car la situation a encore une fois considérablement changé et s’est exacerbée depuis l’annonce par le chancelier fédéral. [Olaf Scholz] le 22 juillet, a déclaré le ministre fédéral de l’Économie Robert Habeck dans un communiqué de presse. Depuis le 1er septembre, aucun gaz ne transite par le plus grand gazoduc de gaz naturel Nordstream 1 d’Europe, a noté Habeck.

Habeck a souligné que l’Allemagne avait fait des progrès notables dans la sécurisation de sa sécurité énergétique ces derniers mois. En octobre 2022, l’Allemagne avait accumulé jusqu’à 90 % de niveaux de stockage de gaz naturel et les prix du gaz, après une brève remontée, sont passés de 350/MWh en été à 200/MWh.

Cependant, pour Uniper, cela a considérablement intensifié et exacerbé la situation. Uniper détient 50 % du gaz russe dans son portefeuille et représente 40 % de l’approvisionnement en gaz allemand, a expliqué Habeck. Ceci, pris ensemble, nous a forcés à agir. Après une analyse du marché et un examen des alternatives, nous avons pris cette décision afin de garantir la sécurité d’approvisionnement en Allemagne, a-t-il déclaré.

La France donne la priorité à la revitalisation des performances du parc nucléaire

Le gouvernement français a, dans un premier temps, entamé une refonte de la direction d’EDF en difficulté, en choisissant un ancien cadre supérieur de Schneider Electric, Luc Rmont, pour en devenir le président-directeur général, bien que la nomination de Rmont reste soumise aux contrôles parlementaires. Le gouvernement a également lancé une offre publique d’achat de 9,7 milliards de dollars pour racheter les actionnaires minoritaires. La priorité de la France sera de redynamiser les performances du parc nucléaire de l’entreprise. Les pannes de son parc de 56 réacteurs ont plongé la production nucléaire à son plus bas niveau en 30 ans, obligeant la France à importer de l’électricité et à réfléchir profondément à sa sécurité énergétique à l’approche de l’hiver.

5. EDFsix réacteurs de 900 MW de la centrale nucléaire de Gravelines située près de la commune de Gravelines dans le Nord, France, sont entrés en service entre 1980 et 1985. EDF a entrepris leur construction après la crise pétrolière. Les réacteurs de Gravelines sont parmi les plus anciens du parc national. Avec l’aimable autorisation d’EDF

Tous les 56 réacteurs d’EDF sont des réacteurs à eau sous pression basés à Westinghouse, dont la plupart sont entrés en service entre la fin des années 1970 et le début des années 1990 (Figure 5). Les malheurs de l’entreprise ont commencé en octobre 2021, lorsqu’une deuxième inspection décennale a révélé des défauts dans les lignes d’injection de sécurité de l’usine de 1,5 GW de Civaux 1. Des indices complémentaires ont été trouvés à Civaux 2, Chooz 1 et 2 et Penly 1. Ces failles ont incité EDF à accélérer les plans d’inspection. Des inspections des tuyauteries d’injection de sécurité pour des dégradations similaires entamées au printemps 2022 ont révélé des indices sur quatre autres réacteurs : Chinon 3, Cattenom 3, Flamanville 2 et Golfech 1, principalement des réacteurs de type 1 300 MW et 1 450 MW. La série de centrales Frances 900-MW n’a pas montré les défauts. L’Autorité de sûreté nucléaire française (ASN) a suggéré que les réparations de soudure, les écarts par rapport aux procédures de soudage normales et la stratification thermique dans les lignes stagnantes peuvent avoir influencé la fissuration.

Actuellement, 12 réacteurs (parmi les plus récents du parc) auront besoin d’arrêts pour réparer la corrosion sous contrainte, tandis qu’EDF estime que 16 autres pourraient avoir une sensibilité élevée à la corrosion. L’entreprise indique que son parc sera entièrement inspecté d’ici 2025. L’ASN a évalué la stratégie d’EDF en matière d’investigation et de réparation.

Les perspectives à court terme restent cependant sombres. EDF a encore abaissé ses prévisions de production nucléaire en septembre dans la partie inférieure d’une fourchette de 280 TWh à 300 TWh. Il a suggéré qu’une baisse de la production nucléaire réduirait de 29 milliards ses revenus de base en 2022. EDF a également déclaré qu’il viserait une production nucléaire de 300 TWh à 330 TWh en 2023, ce qui est toujours bien en deçà de la moyenne annuelle des services publics des années précédentes.

Sonal Patelest un rédacteur en chef adjoint de POWER (@sonalcpatel,@POWERmagazine).