Le négoce d’énergie du point de vue local

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par Michael Imhof, chef du Département Gestion et Commercialisation, Forces motrices valaisannes (Suisse)

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Le négoce d’énergie du point de vue local

  1. 1. 1 Le négoce d’énergie du point de vue local Der Energiehandel aus lokaler Sicht
  2. 2. 2 Thèmes FMV – mission/métiers GeCom – fonctionnement Gestion des risques Moyens pour le négoce Optimisation du portefeuille de production Défis 1 2 3 4 5 6 7 Conclusion
  3. 3. 3 1 FMV Mission FMV c’est: La société de production hydroélectrique des communautés publiques valaisannes Le catalyseur de la chaîne de valeur ajoutée de la branche électrique en Valais Sa mission est de contribuer: À valoriser le patrimoine hydraulique des collectivités publiques valaisannes À approvisionner en électricité le canton
  4. 4. 4 1.2 FMV 1. Production d’électricité 2. Transport d’électricité 3. Commercialisation d’électricité 4. Autres services liés  centre de compétences Les métiers de FMV 1. 2. 3.
  5. 5. 5 1.3 FMV Ge Gestion d’énergie (Optimisation) Com Commercialisation Département Optimisation et Commerce
  6. 6. 6 2. GeCom Fonctionnement  FMV n’a pas de clients captifs FMV œuvre dans un marché 100% libéralisé Prod & Part. FMV Industries Prod & Part. Tiers Distributeurs Marché Marché
  7. 7. 7 2.1 GeCom Mission Valoriser de manière optimale sa production d’électricité en utilisant les opportunités du marché en appliquant une gestion de risque adéquate Aucune spéculation
  8. 8. 8 3. Gestion des risques Variation de production (apports, disponibilité, condition météo) Risque de production Risque de prix Risque de capacité Risque de taux de change
  9. 9. 9 3.1 Risque de production Décompté via un groupe bilan surveillé par Swissgrid. Chaque négociant, producteur, fournisseur et consommateur final doit appartenir à un groupe-bilan. Dès que la consommation et la production d’énergie d’un groupe-bilan ne coïncident plus, le groupe-bilan en question doit se procurer une énergie d’ajustement. Un équilibre permanent entre la production et consommation!
  10. 10. 10 3.1 Risque de production Des conditions favorables se sont matérialisées par une production 2012 supérieure de 7% à la moyenne multi annuelle. Mouvement d’énergie FMV Achat Marché 1’050 GWh Vente Marché 1’175 GWh 2’100 GWh 2’100 GWh Mouvement d’énergie FMV (réel 2012) Production propre 1’050 GWh Vente aux distributeur et à l’industrie 925 GWh
  11. 11. 11 3.1 Risque de production Portefeuille de FMV: Production 65% été 35% hiver Consommation 65% hiver 35% été  Nécessité d’un équilibrage temporel L’équilibrage entre la production et la consommation Production mensuelle Consommation mensuelle
  12. 12. 12 3.2 Gestion des risques Risque de capacité Risque de production Risque de prix Risque capacité Risque de taux de change
  13. 13. 13 3.2 Risque de prix Evénements avec impact sur le prix d’électricité Grève dans les mines à charbon Gaz de schiste Demande de charbon en baisse Fukushima – Demande de gaz Ralentissement de l’économie Crise Euro – Endettement Révolte en Égypte Fermeture des pipelines Inondation des mines à charbon
  14. 14. 14 3.2 Risque de prix Situation des pays voisins Centrale à gaz Importatrice Solaire Sortie de nucléaire NER Solaire > 30’000 MW Eolien > 30’000 MW Production de base Parc nucléaire
  15. 15. 15 3.2 Risque de prix Evolution des prix des matières premières Charbon 120.06 $/t CO2 14.72 EUR/t Gaz 24.75 EUR/MWh 82.78 $/t -31.0% 4.57 EUR/t -69.0% 26.50 EUR/MWh +7.1% 02.01.2011 30.08.2013  L’Allemagne est le plus grand marché en Europe, qui détermine le prix d’électricité sur la plaque continentale européenne.  Centrale à charbon (type lignite) env. prix dans ruban base.
  16. 16. 16 3. Gestion des risques Risque de capacité Risque de production Risque de prix Risque de capacité Risque de taux de change
  17. 17. 17 3.3 Risque de capacité Pas de congestion en été 46 EUR/MWh 72 EUR/MWh 49 EUR/MWh Base: exposé de avenir suisse, Brunnen, 2010. 49 EUR/MWh Solde d’exportation
  18. 18. 18 3.3 Risque de capacité Congestion en hiver 54 EUR/MWh 71 EUR/MWh 52 EUR/MWh Base: exposé de avenir suisse, Brunnen, 2010. 52 EUR/MWh Solde d’importation
  19. 19. 19 3. Gestion des risques Risque taux de change Risque de production (disponibilité, apports) Risque du prix (court et long terme) Risque capacité (congestion) Risque de taux de change
  20. 20. 20 3.4 Risque de taux de change Production en CHF / vente en EUR FMV produit env. 1 TWh en CHF FMV vend env. 1 TWh en EUR 2008 1.60 CHF/EUR 2013 1.20 CHF/EUR -25%  Réduction de la marge pour le même produit Détermination du prix du produit en devises étrangères EUR/CHF EUR/USD Risque taux de change (prix) Prix des matières premières en $ Prix d’électricité en EUR
  21. 21. 21 3. Gestion des risques Résumé Risque de production (disponibilité, apports) Risque de prix (court et long terme) Risque de capacité (congestion) Risque de taux de change  Moyens de maîtriser les risques  Nécessité du négoce
  22. 22. 4. Moyens pour le négoce
  23. 23. 23 4.1 Accès marché à terme EEX – Leipzig (D–F)
  24. 24. 24 4.3 Accès marché à court terme Day Ahead (Spot) Produit horaire Prix min 0 EUR / prix max 3000 EUR/MWh Clôture à 11 heures la veille Quantité min. 0.1 MW EPEX – Paris (D – F – CH) Intraday Produit par quart d’heure Prix min -9’999 EUR / prix max 9’999 EUR/MWh Clôture 75 min. avant la fourniture Quantité min. 0.1 MW
  25. 25. 5. Optimisation du portefeuille de production
  26. 26. 26 5.1 Optimisation du portefeuille de production 1er volet Réglage primaire Réglage secondaire Réglage tertiaire 1er volet – marché de réglage  Plateforme Swissgrid
  27. 27. 27 5.2 Optimisation du portefeuille de production Marché à court terme Volatilité des NER Disponibilité des aménagements Condition météo  Bourse EPEX 2e volet – marché court terme
  28. 28. 28 6. Défis Aujourd’hui – demain
  29. 29. 29 6.1 Evolution du prix de l’électricité Prix ruban base 2015 European Energy Exchange  La réalité du marché Causes: Conjoncture Euro Développement de l’environnement électrique en Europe Mesures: Gestion dynamique des risques (Hedging/Echange) Accès aux marchés (Réglage/Intraday) Modification/optimisation du parc de production Diversifications
  30. 30. 30 6.2 Développement de l’environnement électrique en Europe Sortie du nucléaire - 100 TWh NER +150 TWh Production fossile Centrales à charbon 150 TWh (type lignite) (source Bundesnetzagentur) Réseaux «intelligents» Production flexible Echange été/hiver Situation 2022 Demain
  31. 31. 31 6.2 Développement de l’environnement électrique en Europe Impact des NER sur le prix (Merit Order)
  32. 32. 32 6.2 Développement de l’environnement électrique en Europe Politique climatique Changement climatique Limitation d’augmentation de température à 2 degrés Evolution du marché de CO2 (??) Réduction des émissions CO2 Exemple: Taxe CO 2 5 EUR/t  20 EUR/t Impact positif sur le prix de l’électricité Evolution du prix de revient d’une centrale à charbon
  33. 33. 33 6.2 Développement de l’environnement électrique en Europe FMV  99.9% production hydroélectrique Une énergie indigène, propre et renouvelable Commerce des certificats Défis actuels: Plus value env. 2% pour des certificats Liquidité Volatilité de la demande FMV – un producteur hydroélectrique
  34. 34. 34 6.3 Retour des concessions Gestion optimale du bassin versant du Rhône Production mio kWh Echéances
  35. 35. 35 7. Conclusion Le négoce – une nécessité pour assurer une gestion professionnelle Nécessité du négoce au point de vue … gestion des risques … équilibrage du portefeuille … optimisation du portefeuille … développement du portefeuille … indicateur d’évolution du marché
  36. 36. Merci pour votre attention

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