ORC, a smart technology for distributed clean energy generation

Capture d'écran 2016-04-17 14.14.16.pngWhen I created Enertime in February 2008 with Fabien Michel, there were around 1 100 MW of ORC installed worldwide. At that time, typing ORC on your browser led to pages and pages of references to « Lord of the Ring » villains, before any article on the Organic Rankine Cycle technology started to appear. Despite success stories like Ormat or MHI-Turboden, investors did not know about the technology or were only interested by « scalable » mass-produced typically 10 to 100 kW-size small ORC modules that have proven to be a non-starter application of the technology. Lire la suite

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100% d’énergie renouvelable est-il concevable en 2100 pour la France ?

Tous ceux qui sont concernés par l’énergie auront noté que 2015 sera une année importante pour l’énergie avec en particulier la loi sur la transition énergétique et la COP 21.
Je vous épargnerai mes commentaires sur la version quasi-finale de la loi ou sur ce qui sortira de la COP 21 pour ne m’intéresser qu’à une seule idée ; le 100% d’électricité renouvelable est-il concevable en 2100 pour la France ?
Je pense que la réponse est oui, sous réserve que nous traitions les sujets suivants :
Promouvoir la production décentralisée vis-à-vis de la production centralisée
Le modèle de développement de l’industrie en France est un modèle qui favorise les solutions centralisées au détriment des solutions décentralisées. Le paradoxe des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique est que sans même intégrer les coûts de transport, centralisation ne rime pas avec réduction des coûts comme pour les cogénérations biomasses ou l’éolien offshore. Il est urgent, à minima, d’équilibrer les soutiens entre production d’énergie centralisée (le nucléaire ou les éoliennes offshores par exemple) et la production d’énergie décentralisée (les centrales mini-hydro ou les petites cogénérations biomasses par exemple).
Mettre un prix au carbone
Il est illusoire de continuer à soutenir les énergies renouvelables si les effets induits de l’utilisation des combustibles fossiles dans les centrales électriques ne sont pas correctement compensés. Total, Shell, Statoil, BP, Eni et BG Group l’ont récemment compris en demandant un prix stable et ambitieux du carbone.
Mettre de la transparence dans les coûts de production de l’électricité
Il n’y a aujourd’hui aucune transparence en France sur le coût de production de l’électricité en fonction des technologies, et en particulier ; les coûts de production de l’EPR (100 €/MWh ?), des cogénérations gaz (120 €/MWh ?) ou des éoliennes offshores (200 €/MWh ?). Nous ne pourrons prendre les bonnes options que si nous savons ce que chaque option coûte réellement.
Valoriser l’électricité au bon prix
Le coût de production de l’électricité sur le réseau est, à un instant donné, la résultante du coût de production de toutes les centrales du réseau au prorata de leur production. Si le coût de production moyen sur le réseau EDF est peut-être de 50 €/MWh, le coût de production d’une centrale neuve est plus proche de 120 €/MWh. C’est ce dernier coût qui devrait être utilisé pour juger de l’opportunité de nouveaux investissements en matière de production d’énergie renouvelable non-intermittente ou d’efficacité énergétique pérenne. A ce niveau de prix, on peut trouver d’énormes ressources nouvelles à déployer ou d’énergie à économiser sans impacter significativement le coût de l’électricité pour les usagers.
Mettre l’efficacité énergétique au même rang que l’énergie renouvelable.

Le concept du Negawatt
La majorité des efforts de ces vingt dernières années ont porté sur la production d’électricité renouvelable sans réellement se préoccuper de réduire notre consommation. En valorisant l’électricité économisée au prix de l’électricité produite par une centrale neuve que cette économie évite de construire, on diminuerait sérieusement notre consommation d’énergie électrique à un coût raisonnable en augmentant ainsi la part du renouvelable dans le mix énergétique. Le paradoxe est que l’électricité produite par une éolienne offshore coûte 200 €/MWh mais quand on veut l’économiser dans une usine elle coûte parfois moins de 40 €/MWh. Donnons à l’électricité économisée son vrai prix et les économies viendront.
Gérer l’intermittence
L’éolien et le solaire sont des énergies intermittentes qui ont absolument besoins de méthodes de stockage, à minima journaliers. Le coût du stockage est actuellement très élevé et va nécessiter pour atteindre un coût acceptable, d’énormes investissements. Il est urgent d’investir massivement en R&D et de créer les conditions financières d’un marché du stockage d’énergie en plaçant la barre au bon niveau (200 € du MWh d’électricité stockée ?) faute de quoi le développement des EnR restera marginal.

Eduquer et financer localement pour éviter un excès de Nimby
Le Nimby ou “Not in My Backyard “ est un phénomène qui touche de plus en plus les renouvelables. Sans un effort sérieux d’éducation, de concertation et de participation locale à l’investissement, on peut douter que l’énergie renouvelable se développe sereinement.
Voilà, il reste maintenant à essayer d’imaginer le monde que les enfants de nos petits-enfants verront. A l’échelle d’un siècle, il est probable que les développements technologiques ou sociétaux qui peuvent arriver, arriveront. Il est aussi probable que la terre aura gagné quelques degrés.

Nota : cet article est déjà paru dans l’édition de mai-juin 2015 de Flux, le magazine des anciens élèves de Supelec.

Mes 10 souhaits d’entrepreneur des énergies durables pour l’année 2015

  1. Faire la ville durable en France avant d’essayer de l’exporter en Chine
    On nous parle tous les jours d’aller à l’international vendre la ville durable à la française, la réalité est que cette ville durable n’existe pas vraiment en France. L’industrie d’un pays exporte bien ce qu’elle vend d’abord bien chez elle. Nos stratégies de filière à l’export doivent être accompagnées d’une stratégie de démonstration commerciale en France.
  2. Aider les entreprises françaises à être visible sur internet à l’étranger plutôt que de dépenser en bureaux de représentation à l’étranger
    Il faut adapter nos structures d’accompagnement à l’export à la réalité du 21ème siècle en insistant beaucoup plus sur la visibilité sur la sphère internet et moins sur la visibilité physique via des bureaux de représentation, des stands communs ou des missions subventionnées. Nous y gagnerions en efficacité et en coût.
  3. Avoir le droit au même tarif électrique biomasse pour nos ORC de 500 kW que celui accordé aux centrales à vapeur de 5 MW et plus
    Voilà bientôt dix ans que les appels d’offre de la CRE et les tarifs biomasses imposent un minimum de puissance pour les centrales biomasses que rien ne justifie, alors que des centrales biomasses ORC de cogénération ont des rendements énergétiques bien supérieurs au rendement des centrales de plus grosses puissances à cycle vapeur et représentent chez nos voisins allemands et italiens, la majorité des centrales installées.
  4. Pour les PME Françaises innovantes de l’énergie durable, recevoir moins de subventions mais gagner plus de contrats en France
    La France est un des pays les plus généreux en matière d’aide à l’innovation des PME et start-ups. Malheureusement, dans le domaine de l’énergie c’est un des pays les moins ouvert à l’innovation quand celle-ci n’est pas portée par les grands groupes (hydroliennes, éolienne offshore, etc..). Les PME innovantes dans l’énergie ont besoin de clients, le manque de compétition entre les donneurs d’ordre associé à un culture étatique française productiviste et centralisée, réserve les marchés aux technologies centralisées que les PME ne sont ni en mesure ni en volonté d’offrir.
  5. Aider les industriels électro-intensifs à économiser l’électricité qu’EDF leur vend en-dessous du prix de revient
    Chaque MWh vendu au prix du nucléaire amorti ou en-dessous coûte à EDF donc à la collectivité et devrait donc être d’autant plus économisé. Une aide à l’investissement en matière d’efficacité électrique dans ces usines est la seule solution pour compenser cette distorsion du marché et permettre le financement de ces économies.
  6. Ne plus valoriser les kWh intermittents au prix des kWh garantis
    Pour chaque MW installé de capacité intermittente, il y a un MW installé de capacité garantie à l’arrêt et/ou plusieurs MWh de capacité de stockage. Les coûts associés à ces installations doivent être ajoutés au prix du kWh intermittent pour en mesurer le coût réel.
  7. Créer une réelle diversité des opérateurs de l’énergie électrique en France en particulier en favorisant les Régies de Ville multi-énergie
    Les monopoles, ne favorisent ni l’innovation, ni l’amélioration des services qu’ils délivrent. En transformant quelques monopoles publics en monopoles privés on est allé à l’encontre de l’intérêt du consommateur et de l’industrie française de l’électromécanique.
  8. Mettre des objectifs européens en matière de production d’électricité renouvelable qui soient plus qualitatifs et moins quantitatifs
    L’électricité n’est pas un produit comme les autres, elle ne stocke pas (ou mal) et doit donc être fournie en permanence en fonction des besoins. A considérer que tous les kWh renouvelables (intermittents et non-intermittents) ont la même valeur on crée une distorsion du marché qui s’apparente aux conséquences du productivisme maoïste sur la production d’acier lors du grand bond en avant, i.e. produire beaucoup de métal mais du métal inutile souvent en détruisant du métal utile. En fixant des objectifs uniquement quantitatifs à la production d’EnR nous avons détruit de la valeur sans réellement créer une industrie pérenne car cette industrie est faussement rentable.
  9. Arrêter d’écrire que les éoliennes offshore produisent de l’électricité à 120 €/MWh alors que sans le raccordement (coûteux et supporté par RTE) cela coûte 200 €/MWh
    Les éoliennes offshores sont une technologie respectable qui gagne à être expérimentée et déployée mais leur déploiement actuel se fait dans des conditions économiques aberrantes et pour le seul bénéfice de grands groupes au prétexte de la création d’une filière dont on peut douter de la pérennité.
  10. Valoriser l’électricité industrielle économisée au prix de l’électricité produite par les nouvelles centrales électriques de base que les économies d’énergie éviteront de construire. Le coût de production de l’électricité sur un réseau est une moyenne entre les différents coûts de production des centrales du réseau. Ainsi, les vieilles centrales nucléaires en France ont des coûts de production proches de 40 €/MWh (en partie du fait de la sous-évaluation du coût de démantèlement) alors que les nouvelles centrales produisent elles à des coûts bien supérieurs. Le réel bénéfice tiré des investissements dans la réduction de consommation d’électricité industrielle est celui lié à la non-construction de nouvelles centrales. En prenant l’EPR de Flamanville comme référence, ce coût est aujourd’hui supérieur à 100 €/MWh

Voila, bonne année 2015 et à bientôt

Gilles David

Et si on faisait baisser le coût de la CSPE en ajoutant des cycles secondaires aux centrales diesels dans les DROM ?

En région insulaire et pour tous les sites industriels d’extraction ou de transformation de matière première non raccordés à un réseau fiable, la principale problématique énergétique est la nécessité d’avoir une production d’électricité fiable, qui puisse réagir rapidement aux fluctuations de la demande. Les centrales à moteur diésel ou à gaz restent pour le moment les meilleures solutions, avec un coût d’investissement faible et une exploitation facile. Dans un contexte d’augmentation de prix des énergies fossiles renforçant une volonté d’autonomie énergétique et de préservation de l’environnement, l’amélioration du rendement des grandes centrales diesels est une nécessité et une opportunité économique, environnementale et politique.
Un moteur de forte puissance comme ceux qui produisent de l’électricité en continue dans les îles des Caraïbes ou sur un site d’extraction minière en Afrique, perd environ 60% de l’énergie qu’il consomme sous forme de chaleur en général non valorisée faute de besoins thermiques à proximité tout en produisant de l’électricité à un prix élevé qui peut aller jusqu’à 300 €/MWh.
Ces 60% d’énergie perdue sont devenues injustifiables aussi bien pour des raisons économiques qu’environnementales et militent aujourd’hui pour qu’on s’intéresse à l’équipement de tous ces moteurs avec des cycles binaires pour réaliser des cycles combinés.

  • Certains de ces moteurs ont été équipés dans le passé de cycles vapeur en récupération sur les échappements. Ces installations ont en général conduit à des échecs, ou ne se sont pas développées pour les raisons suivantes :
  • Complexité d’exploitation et de maintenance de ces unités vapeur, nécessitant une surveillance fréquente par des équipes techniques pointues, avec des coûts induits qui ne se justifient pas du point de vue économique dans la gamme de puissance visée ;
  • Coûts de ces installations sur mesure
  • Impossibilité de récupérer la chaleur perdue sur les blocs moteurs combinés à une consommation élevée des auxiliaires
  • Absence de standardisation, et de mise en place d’un service après-vente et support technique efficace
  • Difficultés à financer les projets

Les récents développements de la technologie des machines ORC (Machines à Cycle Organique de Rankine) devrait remettre d’actualité l’équipement de ces centrales en cycle de récupération. Elle a le grand mérite :

  • D’être fiable car elle utilise des fluides spécifiques aux conditions d’exploitation des turbines
  • D’être conçue de manière standardisée (montage sur « skids ») et facile à mettre en œuvre
  • D’avoir un fonctionnement entièrement automatisé, sans supervision permanente et nécessitant peu de maintenance
  • De pouvoir être installés sur des centrales de moyenne puissance où le coût de production est le plus élevé (15 MWe Diesel => production de 1 à 2 MWe possibles par mise en œuvre d’un ORC), ce qui est difficilement réalisable avec un module à cycle vapeur par exemple.
  • De permettre de récupérer plus de chaleur par leur fonctionnement à basse température
  • D’autoriser par leur fiabilité, une simple surveillance à distance permettant la mise en place de contrats de maintenance à coût réduit
  • D’être modulaire ce qui permet d’envisager des financements de type crédit-bail

Les modules ORC augmentent le rendement électrique des centrales de 5 à 8%, sans consommation de combustible supplémentaire. Leur caractère modulaire permet d’équiper des centrales de petite puissance, fonctionnant au fioul léger avec des coûts élevés de production, tout comme des centrales de plus forte puissance par la mise en place de plusieurs machines semblables.
La technologie ORC se base sur le principe du cycle de Rankine classique (vaporisation à pression constante / détente isentropique / condensation à pression constante / compression isentropique) mais avec une particularité résidant dans l’utilisation de fluide organique (réfrigérant, siloxanes, hydrocarbones…). Son développement remonte à plus de 40 ans.
Le grand nombre de fluides utilisables permet à la technologie d’être adaptée à des sources chaudes et températures variées (selon les températures des huiles de silicone, des hydrocarbures ou des réfrigérants)
A travers le monde on trouve plus de 300 références de modules ORC, pour une puissance installée totale supérieure à 1600MWe. Ses principales applications sont : la géothermie (80% des 1600MWe) et la valorisation de la biomasse (65% des sites installés). Parmi les autres applications, on trouve la récupération de chaleur dans l’industrie, et les centrales solaires thermodynamiques.

Rien que dans nos territoires insulaires, il y a plus de 1 000 MW de centrales fonctionnant en base qui pourraient être équipées d’ORC sur les échappements ou bloc-moteur. Au coût de production actuel de ces centrales les investissements pourraient être amortis en 3 à 5 ans maximum, démontrant qu’efficacité énergétique rime avec réduction des coûts et que la transition énergétique en France c’est aussi l’alliance des producteurs d’énergie et des PME innovantes qui les servent pour faire baisser le coût de l’électricité pour tous les Français.

Et si la vente d’Alstom ouvrait une nouvelle ère pour l’industrie Française de l’énergie ?

La nouvelle est tombée jeudi dernier et on ne parle plus que de ça dans les médias. Alstom vend ses divisions Power et Grid. Comme d’habitude dans ces cas-là, tout le monde veut faire du meccano industriel. Il serait pourtant bien temps de laisser nos industries du 20ème siècle vivre leur vie et commencer à s’intéresser aux industries du 21ème siècle.

Quelques considérations :

Un rappel de l’histoire
Il faut se rappeler que faute de pouvoir bénéficier des dernières technologies de GE, Alstom a été obligé à la fin des années 90 de vendre à GE son activité turbine à gaz sous licence. Après le départ de Pierre Suard, c’est le refus de Serge Tchuruk de donner assez d’argent à Alstom pour racheter l’activité Power de Westinghouse et en particulier ses turbines à gaz qui a déclenché l’avalanche. Ce refus, suivi par la ponction de la trésorerie de Cegelec marié de force à Alstom avant une mise en bourse a poussé Alstom à épouser la branche énergie d’ABB dont la non-performance des turbines à gaz a failli le tuer. Quand on sait que l’argent ainsi récupéré a servi à Alcatel à acheter des perles de l’internet qui ont rapidement fait faillites, on mesure le gâchis de certains meccanos industriels….Alcatel d’ailleurs n’a pas réellement fait mieux, cherchez l’erreur…. Alstom n’aurait peut-être gagné qu’une dizaine d’années avant de se faire avaler mais dix ans c’est déjà beaucoup…
Alstom champion Français dans l’énergie ?
La réalité est qu’en rachetant GEC puis ABB Power, Alstom est devenue une multinationale dont l’activité énergie est autant Suisse, Allemande, Mexicaine ou Américaine que Française. Alstom est une société respectable et ses employés aussi, mais il y a longtemps que les turbines à vapeur (sauf nucléaire) d’Alstom sont fabriquées à Mannheim, les turbines à gaz à Birr et les chaudières à Windsor. Le siège de l’activité power est d’ailleurs en Suisse. Ainsi hors division transport qui représente la moitié des effectifs, les activités Power et Grid en France ne représentent que 10% des emplois à l’échelle mondiale et 6,5% du CA mondial dont 30 à 40% correspondent essentiellement à du service aux centrales Françaises qui est non-délocalisable. Le poids de la France dans Alstom Power/Grid est ainsi devenu négligeable. A force de confondre l’intérêt national du pays avec l’intérêt de grands groupes simplement parce que leur siège social est en France on sauve essentiellement des emplois et de l’activité à l’étranger. La France est-elle devenu si faible industriellement qu’elle a besoin de mettre en avant des groupes industriels qui n’ont plus grand-chose de Français et n’y aurait-il pas dans notre pays des futurs champions qui mériteraient qu’on les aide autant ou même plus qu’on aide Alstom. Par exemple et si on construisait un peu moins d’éoliennes offshores et on faisait un peu plus d’énergie distribué ?
Le rachat de T&D à Areva il y a quatre ans
Pourquoi avoir racheté et partagé avec Schneider Electric T&D à Areva au prix fort alors qu’un T&D indépendant aurait pu vivre sa vie ? Si c’était pour ajouter T&D à la corbeille de mariage avec GE ça pourrait avoir du sens, par contre un rapprochement avec Siemens ne créera pas de valeur, il en détruira. La transmission est le seul domaine qui restera protégé d’une forte concurrence, de par le caractère public des réseaux et T&D aurait certainement pu continuer à vivre et prospérer sans avoir besoin d’intégrer Alstom et Schneider. S’il faut choisir, il vaudrait mieux mettre Alstom Grid chez GE, la France devenant ainsi le pays de référence de GE Grid.
L’Airbus de l’énergie
Tous les partisans d’un mariage avec Siemens évoquent cette idée aux contours bien flous. Ce concept n’a pas de sens. D’abord parce que du fait de la transition énergétique, l’énergie devient une problématique décentralisée ou les grandes utilités vont avoir à composer avec des réseaux gérés par des gouvernements locaux, des producteurs indépendants et de l’autoproduction et donc une multiplicité d’acteur et de besoins et un retrait du poids de l’état dans les décisions. Ensuite parce que l’Allemagne et la France ne poursuivent pas du tout la même stratégie énergétique et donc ne génèrerons aucune synergie. On peut se demander si le monde politique n’aime pas l’idée d’un Airbus de l’Énergie simplement parce comme pour Airbus, ils auraient des lauriers à gagner en France, grâce au sérieux de l’industrie allemande. Il serait  préférable d’avoir le courage de susciter en France la renaissance d’une industrie digne de ce nom. Cette industrie du 21ème siècle se fera grâce à des entrepreneurs à qui on donnera les moyens et les marchés pour se développer pas grâce à un nouveau Ministère du Plan.

La division transport
Le transport à haute vitesse n’est plus stratégique industriellement pour la France (et encore moins pour l’Allemagne). Tout le monde sait ou saura faire des TGV ou des ICE et le problème n’est pas le matériel roulant mais l’infrastructure. Siemens ne vend pas mieux ses ICE qu’Alstom ses TGV, dans ces conditions quelle valeur pourrait-on tirer d’un mariage dans le ferroviaire si il se limite à la grande vitesse ?

Les grandes turbines à vapeur
Les grandes turbines à vapeur de 1 600 MW ne sont pas plus stratégiques pour la France que les turbines de 500 ou 1000 MW. Le concept de la centrale EPR de 1 600 MW reste plus que discutable du fait de sa taille incompatible avec la majorité des réseaux électriques ou 1 000 MW est en général la limite supérieure. De plus une usine qui ne ferait que des turbines de 1 600 MW n’aurait aucune chance d’être viable de manière indépendante. Siemens, en proposant de les sortir du périmètre et de les faire fabriquer en France ne fait que se débarrasser d’une épine dans le pieds.
General Electric
General Electric est une société avec laquelle la France travaille depuis longtemps et qui a pour l’instant démontré qu’elle respectait les entreprises françaises qu’elle avait rachetées.
En conclusion, je pense que cette vente d’Alstom est un tournant pour l’industrie de l’énergie en France. Qu’elle doit permettre d’ouvrir les yeux et de mettre à plat la vision qu’à l’administration du futur de l’industrie Française dans l’énergie.
Que ce futur doit s’appuyer sur deux types d’acteurs ; des usines et laboratoires de sociétés étrangères qui doivent être soutenues et accompagnées à l’export et pour faire de l’innovation en France et des PME et ETI indépendantes dont le siège est en France et qui doivent être aidées sur le marché Français pour devenir demain les nouveaux champions à l’export dont la France a besoin.

Alstom n’est aujourd’hui ni l’un ni l’autre et la France pour être forte n’a pas vraiment besoin des usines d’Alstom à l’étranger.
L’aide aux PME et ETI, futurs champions est facile à apporter, il suffirait que l’électricien national s’intéresse un peu plus à l’industrie Française et à ces PME et ETI et que les subventions aux Energies Renouvelables ne soient pas uniquement destinées aux projets que seuls les grands groupes peuvent réaliser. C’est à dire qu’il faudrait qu’EDF refasse de l’innovation avec l’industrie Française et qu’on construire un peu moins d’hydroliennes, éoliennes offshores ou centrales biomasses de cogénération de plus de 5 MW et un peu plus de solutions de production d’énergie décentralisées.
Profitons de la vente d’Alstom pour développer enfin une industrie de la production d’énergie pour le 21ème siècle.

Quelques considérations sur la difficulté Française d’être innovant dans l’énergie renouvelable ou efficace (et probablement dans les Cleantechs en général).

Dans le magazine « The Economist » du 12 Octobre dernier, un article intéressant notait la difficulté croissante des start-ups américaines pour créer de nouveaux emplois :  http://www.economist.com/news/business/21587778-americas-engines-growth-are-misfiring-badly-not-open-business#!  Je m’aperçois ainsi que nos difficultés à financer la croissance de start-ups dans l’Energie renouvelable et efficace sont en partie universelles.

Pour essayer une bonne fois pour toute d’épargner à mes futurs interlocuteurs deux heures de monologue de l’entrepreneur frustré par les difficultés qu’il rencontre (mais fini toujours par surmonter)  j’ai rédigé ce mot en forme d’explication et de plaidoyer pour faire évoluer les choses :

L’énergie c’est une affaire d’oligopoles sans risques de disruption

On ne surprendra personne en disant que les monopoles sont particulièrement bien installés dans les métiers de l’énergie et en particulier en France. Notre parc nucléaire et hydroélectrique est totalement amorti donc impossible à concurrencer économiquement.

Si dans certains domaines comme les NTIC ou les biotechs, les oligopoles sont des acteurs fragiles, toujours menacés par l’arrivée d’acteurs et de technologies disruptives, l’énergie et ses investissements amortis sur vingt ans est un marché très concurrentiel en matière de coût ou les solutions fossiles ou nucléaires sont imbattables sauf de tenir fortement compte des additionalités, c’est-à-dire sans ces subventions que les grands acteurs ont su pour l’instant piloter à leur avantage.

Les états centralisés comme la France favorisent les solutions massives centralisées au détriment de solutions décentralisées plus efficaces économiquement

Quand l’état Français subventionne certaines filières, ce sont des filières de production massive ou les grandes entreprises sont seules à pouvoir intervenir; éoliennes offshores et hydroliennes, centrales biomasses de cogénérations de plus de 5 MW ou cogénérations gaz de plus de 12 MW. L’objectif du gouvernement est tout sauf économique puisque les éoliennes offshores ou les hydroliennes produiront de l’électricité à plus de 200 €/MWh à priori hors raccordement particulièrement coûteux (et non pas comme l’écrit pourtant la cour des comptes «…  La Cour a estimé le coût de production des parcs éoliens en mer entre 105 et 164 €/MWh… à un endroit et puis 87-116 MWh quelques pages plus loin).

Les grands groupes dans l’énergie n’ont qu’une faible motivation à investir dans ou à acheter des start-ups dans l’énergie

Un article intéressant vient de paraitre dans le Harvard Business Review d’Octobre sur les Corporate Ventures sous la plume de Josh Lerner Professeur Banque d’Investissement à la Harvard Business School. http://www.hbs.edu/faculty/Pages/profile.aspx?facId=9961&facInfo=pub

On y explique l’intérêt du Corporate Venture dans l’industrie pharmaceutique ou les NTIC. Lorsque les sociétés pharmaceutiques ou des fabricants de téléphone portable sont en panne de R&D interne avec les laboratoires génériques ou les constructeurs asiatiques qui attendent comme des barbares à la porte, l’unique solution est d’aider les start-ups qui vous donneront accès à la technologie dont vous avez besoin pour vous battre.

Dans l’article ces sociétés ne sont pas rachetés par les grands groupes elles se mettent en Bourse tout en collaborant avec les grands groupes investisseurs.

Parallèlement, des acteurs comme Apple ont réussi à imposer leur standard en aidant de nombreuses start-ups à créer les applications qui ont permis à l’IPhone de s’imposer.  De même chaque nouvelle application ou site dans l’internet devient une cible intéressante pour un Facebook ou un Yahoo du fait du nombre d’internaute qui l’utilise. Et ceci sans avoir besoin pour la société rachetée, de gagner le moindre argent.

Face à cela, l’énergie est un monde où les grands producteurs d’électricité européens souffrent d’une indigestion d’énergie renouvelable chère sans jamais risquer le destin d’un Blackberry et les électriciens non-européens brûlent eux du gaz ou du charbon. Quant aux Alstom, GE ou Siemens ils trouvent leur salut dans les grands projets de production d’énergie renouvelable centralisés dont les start-ups n’ont que faire et qui sont les seuls subventionnés.

La conception soviétique des grandes filières Françaises est une faiblesse que nous paierons chèrement demain

Les filières Française c’est un peu comme la pomme de terre en Irlande en 19ème siècle, elle a résolu les problèmes de surpopulation à court terme en nourrissant l’île, elle devient un désastre le jour où elle est frappée par la maladie. Concevoir notre industrie comme quelques énormes structures portant des centaines de PME à l’international est un non-sens. C’est conjuguer une absence de bio-diversité qui est risquée (que se passera-t-il avec notre industrie si l’aéronautique flanche ?) et la non prise en compte du risque évident de délocalisation des grands donneurs d’ordre. On peut ainsi s’interroger sur le caractère pérenne des commandes de sous-traitance d’Alstom ou d’Areva dans l’éolien offshore lorsque le marché sera à l’export (les éoliennes d’Areva sont allemandes, celles d’Alstom seront dans chaque grand pays client, fabriqués dans le pays client), de même les hydroliennes de DCNS ou d’EDF sont écossaises…

Nous ferions mieux de développer plus de PME indépendantes et capables d’attaquer seul ou en meute et non pas en canard derrière le grand donneur d’ordre.

L’afflux sur le réseau européen d’une électricité renouvelable de mauvaise qualité achetée hors de prix détruit la valeur de l’électricité non subventionnées et donc tue toutes les innovations non subventionnées mêmes celles qui sont rentables.

A force de subventionner à marche forcée des sources d’énergie qui ne sont pas compétitives, on a fait s’effondrer le prix de l’électricité sur le marché libre, rendant invendables toutes les technologies ou améliorations rentables. Dans ces conditions le prix de gros de l’électricité sur le marché européen est à 40 €/MWh et c’est à ce prix-là que toutes les innovations industrielles doivent se mesurer. Les états ne s’intéressant qu’aux solutions centralisés ou individuelles, tout ce qui ne s’adresse pas au particulier ou qui n’est pas massif et centralisé est laissé pour compte.

Il y a encore moins d’argent privé pour financer la croissance des start-ups dans les Cleantechs que dans les NTIC ou les biotechs.

Une des constatations de l’article de « The Economist » est que les mises en Bourse (IPO) de start-up se font rares alors que 90% des jobs créés par les start-ups le sont post-IPO.

Dans la vie d’une start-up le financement c’est d’abord le love money et les business angels individuels, puis les fonds d’investissement VC après par exemple 3 ans d’existence, puis dans de rare cas la mise en Bourse ou plus souvent la revente à un autre acteur au bout de 8 ans. Ces délais sont parfaits dans les NTIC, ils trop courts pour les acteurs des Cleantechs.

Les fonds d’investissement qui permettent aux start-ups de se financer obéissent aux mêmes règles que toutes les entreprises du monde. Pour être rentable l’argent doit tourner et tourner de plus en plus rapidement, au plus cinq ans dans le cas de la majorité des fonds.

Cette circulation rapide devient actuellement plus difficile du fait de la crise et donc restreint forcément les nouvelles levées de fonds déjà réduites par cette crise. Cela sans compter l’impact désastreux de la réduction de la niche ISF en France.

On lira à ce sujet ce document intéressant d’Ernst & Young qui note une baisse de 27% du nombre des start-ups financés en Europe entre 2010 et 2012 pour des montants en baisse de 23%.

http://www.ey.com/Publication/vwLUAssets/Global_VC_insights_and_trends_report_2012/$FILE/Turning_the_corner_VC_insights_2013_LoRes.pdf

On y trouve également qu’aux Etats-Unis 12,9% (13,5% en Europe) des start-ups finissent rachetés avec profit au bout de 5 ans en moyenne pour les Etats-Unis (5,8 ans en Europe) et quelques-unes en Bourse (1,5% aux Etats-Unis comme en Europe au bout de 7,4 ans en moyenne aux Etats-Unis ou 6,2 ans en Europe) et permettent aux fonds de sortir. Ces statistiques sont probablement les mêmes en France dans l’internet ou dans les biotechs ou les start-up se font avaler par des acteurs du marché en pleine lutte pour gagner des parts de marché ou ne pas en perdre.

Dans l’énergie et les Cleantechs on a vu que la vente de start-ups à des acteurs en place est aléatoire. Si par ailleurs aux USA l’entrée en bourse est devenue pénible du fait de la réglementation et des taxes, en France le marché boursier des PME et ETI est abandonné par les investisseurs Français surtout depuis que les gains en Bourse sont traités comme des salaires, avec des investisseurs étrangers qui ne connaissent que le CAC 40.

La bourse pour les PME en France n’offre  aucune liquidité aux fonds et donc la mise en bourse est ainsi, mais pour d’autres raisons qu’aux Etats-Unis, une option difficile comme le montre le taux de mise en Bourse similaire à celui des Etats-Unis.

Le PEA PME ne fonctionnera pas pour les PME, il fonctionnera essentiellement pour les ETI qui sont acceptés jusqu’à 1,5 Milliards d’euros de capital.

En matière d’efficacité énergétique le débat français a été totalement détourné

Ceux qui ont participé au groupe de travail des entreprises organisés sur l’efficacité énergétique dans le cadre de la transition énergétique se rappellerons que les conclusions du débat étaient déjà écrites quand les débats ont commencés ;  » il faut relancer les grandes cogénérations gaz, les industriels font un usage rationnel de l’énergie et ont donc déjà fait tous les investissements nécessaires en matière d’énergie et tout l’investissement doit aller vers l’efficacité énergétique dans l’habitat… »

La réalité est que 1 MWh d’économisé dans l’industrie n’est considéré comme rentable par l’industriel que si le retour sur investissement est de moins de 3 ans dans un contexte ou cet industriel paye encore son électricité très bon marché (contrairement à ce que certains industriels disent…) et dans tous les cas pas au coût de production de nouvelles capacités sur le réseau qui devrait être le benchmark du MWh économisé de manière pérenne. A l’opposé, les investissements dans l’habitat vont être fortement subventionnés fiscalement pour viser des retours sur investissement de 10 à 15 ans pour des particuliers, souvent sans corrélation avec le coût réel de la prestation et tout cela au grand bénéfice des acteurs concernés.

Quant aux cogénérations à gaz, il serait utile de connaitre le futur prix de rachat de leur électricité. Elles avaient été supprimés en 2004 quand leur coût de production atteignait 120 €/MWh

En matière de coût de l’électricité la désinformation (ou non-information) règne

On notera avec intérêt ce dernier rapport de la cour des comptes (http://www.ccomptes.fr/Publications/Publications/La-politique-de-developpement-des-energies-renouvelables ) qui annonce des coûts de l’électricité produite par les éoliennes offshores de 87 – 116 €/MWh, chiffres qui auraient été fournis par l’ADEME. Dans la réalité les parcs offshores Français produiront de l’électricité à plus de 200 €/MWh et ce prix n’inclut pas le coût du raccordement qui bizarrement n’est pas à charge du constructeur du parc. Que la Cour des Comptes puisse se faire escroquer sur un tel sujet en dit long sur l’opacité des chiffres diffusés.

A ce propos, à 62 €/MWh (chiffre Cours des Comptes à valider) l’énergie des éoliennes on-shore n’est réellement rentable sans additionalité que si 62 €/MWh est moins cher que le coût du combustible dans une centrale classique qui devra remplacer l’éolienne au pied levé. C’est par exemple dans un cycle combiné dont le rendement est de 60%, ou chaque MWh produit consomme 100/60 MWh de gaz naturel. Pour que l’éolienne soit rentable il faudrait donc que le gaz coûte en prix de gros plus de 37 €/MWh…ça n’est pour l’instant pas le cas….Loin de moi l’idée qu’il faille arrêter de construire des éoliennes mais une certaine objectivité sur leur efficacité économique est nécessaire.  

On notera également que EDF négocie à 109 €/MWh pour l’EPR en Angleterre http://www.lemonde.fr/economie/article/2013/10/12/nucleaire-edf-et-le-royaume-uni-proches-d-un-accord_3494799_3234.html . On peut donc en conclure que le coût de production de Flamanville qui est une tête de série et à subit des retards et des surcoûts importants sera d’au moins 120 €/MWh. A ce prix-là de nombreuses innovations seraient rentables

Comme vu plus haut il serait intéressant de connaitre le prix de vente de l’électricité des nouvelles cogénérations gaz

L’avenir des PME Françaises est-il aux Etats-Unis ?

On peut se demander si, à l’initiative de société comme Criteo, le futur de l’innovation Française n’est pas de lever de l’argent et donc pour certain de transférer sa holding aux Etats-Unis. Il s’est levé plus d’argent pour les start-ups en 2012 en Californie que dans le reste des Etats-Unis et 3 fois plus d’argent aux Etats-Unis que dans toute l’Europe

Conclusion

  1. Il y a peu de synergies naturelles entre grands groupes et start-ups dans les Cleantechs, les Fonds d’investissement devraient accepter cet état de fait plutôt que de chercher à trouver une communauté d’intérêt qui n’existe pas.
  2. Le financement des start-ups industrielles innovantes Française est devenu difficile. Il est urgent que la prise de risque privée en matière d’investissement dans des PME technologiques Françaises soit mieux rémunérée et donc beaucoup moins taxée. La France ne peut pas innover sans un capital-risque Français, les VC étrangers ne s’intéressent pas à la France.
  3. Dans l’énergie, l’état Français non seulement privilégie les grands groupes dans les mécanismes de subventions aux filières mais brime les solutions concurrentes des PME et start-ups, cette stratégie doit être discutée, elle est incompatible avec la ré-industrialisation de la France et le développement d’un tissu de PME/ETI exportatrices dans les Cleantechs 
  4. L’état cherche à faire du chiffre en matière d’EnR au lieu de privilégier la qualité économique et la multiplication des acteurs. L’Etat Français a peur de la multiplicité des acteurs alors que c’est de cette multiplicité que naîtra l’innovation. Il faut mettre en place des subventions du type Fond chaleur, des tarifs ou des appels d’offres pour donner leur chance à d’autres thèmes que ceux réservés aux grands groupes.
  5. L’information n’existe pas en matière de coût de l’électricité en France, sans information transparente, il n’y a pas de démocratie.
  6. Le débat sur la transition énergétique n’a pas eu lieu, cela ne préjuge pas bien sur la justesse des décisions qui seront prises.