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Le négoce d’énergie du point de vue local
Der Energiehandel aus lokaler Sicht
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
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
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
1.3 FMV
Ge
Gestion d’énergie
(Optimisation)
Com
Commercialisation
Département Optimisation et Commerce
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
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
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
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
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)
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11
3.1 Risque de production
Portefeuille de FMV:
Production 65% été
35% hiver
Consommation 65% hiver
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 Nécessité d’un équilibrage temporel
L’équilibrage entre la production et la consommation
Production mensuelle
Consommation mensuelle
12
3.2 Gestion des risques
Risque de capacité
Risque de production
Risque de prix
Risque capacité
Risque de taux de change
13
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14
3.2 Risque de prix
Situation des pays voisins
Centrale à gaz
Importatrice
Solaire
Sortie de nucléaire
NER
Solaire > 30’000 MW
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Parc nucléaire
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
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 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
3. Gestion des risques
Risque de capacité
Risque de production
Risque de prix
Risque de capacité
Risque de taux de change
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
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
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d’importation
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
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
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Risque taux de change (prix)
Prix des matières premières en $
Prix d’électricité en EUR
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
4. Moyens pour le négoce
23
4.1 Accès marché à terme
EEX – Leipzig (D–F)
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
5. Optimisation du portefeuille de production
26
5.1 Optimisation du portefeuille de production
1er volet
Réglage primaire
Réglage secondaire
Réglage tertiaire
1er volet – marché de réglage
 Plateforme Swissgrid
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
6. Défis
Aujourd’hui – demain
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
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)
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Production flexible
Echange été/hiver
Situation 2022
Demain
31
6.2 Développement de l’environnement électrique en Europe
Impact des NER sur le prix (Merit Order)
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
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
6.3 Retour des concessions
Gestion optimale du bassin versant du Rhône
Production
mio kWh
Echéances
35
7. Conclusion
Le négoce – une nécessité pour assurer une gestion professionnelle
Nécessité du négoce au point de vue
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Le négoce d’énergie du point de vue local

  • 1. 1 Le négoce d’énergie du point de vue local Der Energiehandel aus lokaler Sicht
  • 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 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 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.
  • 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 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 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 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 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 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 3.2 Gestion des risques Risque de capacité Risque de production Risque de prix Risque capacité Risque de taux de change
  • 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 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 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 3. Gestion des risques Risque de capacité Risque de production Risque de prix Risque de capacité Risque de taux de change
  • 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 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 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 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 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. 4. Moyens pour le négoce
  • 23. 23 4.1 Accès marché à terme EEX – Leipzig (D–F)
  • 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. 5. Optimisation du portefeuille de production
  • 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 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
  • 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 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 6.2 Développement de l’environnement électrique en Europe Impact des NER sur le prix (Merit Order)
  • 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 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 6.3 Retour des concessions Gestion optimale du bassin versant du Rhône Production mio kWh Echéances
  • 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