Colombus Consulting publie la 10e édition de son étude annuelle sur la santé financière des producteurs d’électricité européens. Après une décennie d’extrême volatilité, leur chiffre d’affaires et leur EBITDA reculent légèrement en 2024. Dans ce contexte, ils adoptent de nouvelles stratégies pour gagner en flexibilité. La production d’électricité décarbonée, elle, continue d’accélérer.
Un retour progressif vers des prix plus raisonnables
En 2024, les producteurs affichent des résultats solides, mais en recul par rapport à 2023. Les prix de gros de l’électricité sont en effet revenus à des niveaux proches de l’avant-crise. D’abord, l’essor rapide des renouvelables pèse sur les prix, surtout lors des pics de production. Ensuite, la fin de la crise d’approvisionnement accentue cette baisse. Enfin, la demande reste inférieure à celle de 2021-2022.
Par ailleurs, certains producteurs avaient signé des contrats long terme à prix élevés en 2022-2023. Ils n’ont pas pu les renouveler à des conditions aussi favorables. De plus, les investissements massifs dans la transition énergétique pèsent sur la rentabilité à court terme.
Adrien Beaupere, consultant énergie chez Colombus Consulting, relève toutefois un point positif : « Depuis dix ans, les producteurs d’électricité maintiennent un ratio dette/EBITDA globalement sain. C’est un gage de solvabilité et de capacité à poursuivre leurs investissements. C’est aussi un signal encourageant pour atteindre les objectifs de neutralité carbone. »
Vers un modèle hybride pour les producteurs d’électricité européens
Le modèle fondé uniquement sur les revenus des marchés de gros atteint ses limites. Les énergéticiens se tournent donc vers un modèle hybride. Une partie de leurs revenus reste exposée au marché, via la flexibilité et l’arbitrage prix/volume. L’autre repose sur des contrats long terme sécurisés : PPA, CfD ou mécanismes de capacité. Objectif : stabiliser la trésorerie, réduire le coût du capital et mieux résister aux chocs.
En 2024, les PPA signés en Europe atteignent un record de 19 GW, en hausse de 24 %. Les CfD deviennent quant à eux la norme pour les projets à fort CAPEX. En France, la fin de l’ARENH, prévue fin 2025, accélère cette recomposition du marché.
Renouvelables et nucléaire au service de l’électrification
En 2024, les renouvelables assurent 48 % de la production électrique de l’UE, contre 46 % en 2023. À l’inverse, les énergies fossiles tombent à 27 %, un plancher historique. Plusieurs pays d’Europe centrale misent aussi sur le nucléaire, comme la République tchèque, la Bulgarie ou la Hongrie. Pour eux, l’atome est synonyme de souveraineté.
Un découplage progressif entre prix du gaz et de l’électricité
Par ailleurs, la corrélation entre prix du gaz et prix de l’électricité s’atténue. Les renouvelables, au coût marginal quasi nul, modifient en effet la dynamique du merit order. La stabilisation de la demande renforce ce découplage : +0,2 % pour l’électricité dans l’UE en 2024.
Un marché sous tension qui exige plus de flexibilité
En 2024, les prix spot négatifs se sont multipliés en Europe. Ils révèlent un déséquilibre croissant entre offre et demande en temps réel. Les industriels pourraient profiter de ces prix très bas. Pourtant, leurs contraintes techniques et le manque d’outils adaptés limitent leur réactivité.
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