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Réflexions sur le prix à payer pour un MWh d’électricité
Les prix de l’électricité, forme d’énergie très difficilement stockable et difficilement exportable sur de longues distances dépendent d’une multitude de facteurs de lieu, de temps, de climat, d’origine etc. L’exemple de quelques tarifs pratiqués dans notre pays en voie d’appauvrissement accéléré est des plus instructifs.
On apprend du patron de GDF-Suez en colère que le bon prix de gros venant d’EDF d’une électricité de base serait de 35 euros le MWh, ce dernier avançant une offre à 42 euros. Dans le même temps les industriels du photovoltaïque sont en révolte à la suite du décret gouvernemental qui institue un moratoire sur les projets photovoltaïques de plus de 3 kW, dont l’énergie solaire devait être achetée par EDF entre 510 et 276 euros par MWh en 2010 selon le type d’installation et sa localisation. Pour les projets de faibles tailles (<3 kW) le processus n’est pas arrêté et le prix de vente à EDF est encore de 580 euros/MWh. Pendant ce temps l’énergie éolienne terrestre est achetée plus de 82 euros/MWh (indexés) pendant 15 ans et l’énergie éolienne offshore plus de 130 euros/MWh (indexés) pendant 10 ans. Toutes ces fantaisies tarifaires se retrouvent finalement dans la facture du client final qui paie la CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité), qui n’est finalement qu’une taxe de compensation qui va être portée à 7,5 euros +TVA le MWh au début de 2011.
Ces mécanismes de tarifs préférentiels pas gratuits et obligatoires sont entachés de profondes tares:
1- ils ne sont pas limités en volumes et donc en milliards d’euros, l’Espagne en 2008 a connu ce type de bulle qu’elle paie depuis tous les ans au prix fort,
2- ils ne laissent pas jouer la concurrence entre les diverses ressources, ce n’est pas la moins chère qui l’emporte, c’est celle qui rapporte le plus. On a vu en 2010 flamber le photovoltaïque en France et plus encore en Allemagne, sponsorisé par les baisses de prix des modules au silicium chinois. Le marché mondial a doublé en un an.
3- les subventions importantes et durables faussent les prix et rendent facialement rentables des business qui ne le sont pas. Les opérateurs préfèrent investir à grands frais en Allemagne avec 1000 heures d’ensoleillement par an plutôt que dans des pays ensoleillés à faibles coûts de main d’œuvre, où les mêmes équipements seraient bien plus efficaces et moins onéreux à poser. Mais ils seraient moins ou pas du tout subventionnés.
Le mécanisme de Feed-in-Tariff est un outil à créer des bulles et à plumer le consommateur final ébahi par ses convictions écologiques. Tel le pâté d’alouette (une alouette, un cheval) des jours de Fête, il est fier de consommer une électricité « greenwashée »: une éolienne, un module solaire, une centrale au lignite. Un tiers de chaque.
En conséquence, il faut sur ces sujets partager une certitude: la majorité des pays européens de plus en plus fauchés ne pourront pas très longtemps encore jouer à ces jeux hors de portée de leurs finances. L’Espagne a déjà jeté l’éponge, en France le processus de restriction est en cours, l’Italie suivra, l’Allemagne lève le pied en baissant les tarifs. Il est du devoir des dirigeants de gérer au mieux les deniers de leurs administrés, quelles que soient les bêtises réalisées auparavant.
Le 21 Décembre 2010

décembre 21, 2010
La dette publique allemande bondit de 70 milliards d’euros au troisième trimestre
Digne des exploits italiens ou français dans le domaine, la dette publique allemande à 1791 milliards d'euros à fin Septembre 2010, affichait une croissance de 70 milliards par rapport à la fin du trimestre précédent (FIG., courbe en pointillés). Cette forte poussée est attribuable pour 51 milliards à l'endettement des länder qui à 588 milliards, progresse de 9,5% en un trimestre.
LIRE le communiqué de Destatis
Publié le 20 Décembre, actualisé avec la dette publique française le 28 Décembre 2010
décembre 20, 2010
L’alliance Suncor-Total : un nouvel acteur important dans les sables bitumineux canadiens
Une projection sur l'approvisionnement du marché nord-américain en produits pétroliers d'ici une à deux décennies tenant compte de la croissance démographique du sous-continent, des difficultés d'approvisionnement en pétrole en provenance du Moyen-Orient ou de l'Afrique en concurrence avec la Chine et autres pays asiatiques, de la résistance des Politiques à étendre les zones de prospection offshore aux côtes américaines encore inexplorées, de l'accroissement inéluctable des prix soutenus par les rendements décroissants de l'exploration-production et le levier de la spéculation, rend évidente la nécessité de développer les gisements de sables bitumineux de l'Alberta. Cette ressource de très bonne qualité, proche de grandes zones de consommation, reliée par pipe-line aux grands centres de raffinage et de stockage américains, participera pour plusieurs dizaines de pour-cents à l'approvisionnement futur du territoire nord-américain (4 à 6 millions de baril/jour prévus à l'horizon 2025 par le CERI puis le CERA) LIRE.
Le développement de la ressource avec la crise financière et l'effondrement des cours du pétrole en 2008 et 2009 a connu une phase d'arrêt, mais le redémarrage économique et la bonne tenue des cours du pétrole rendent évidente une reprise imminente des projets de développement.
L'annonce de l'alliance de Suncor et Total dans leurs projets d'exploitation à ciel ouvert des sables bitumineux de l'Athabaska (Fort Hills et Joslyn) et du déploiement d'un nouvel upgrader commun (séparation, fractionnement et désulfuration du pétrole) de 200 mille barils par jour et dont la première tranche de 102 mille baril/jour devrait entrer en production en 2016, constitue un signal important pour cette région.
Rappelons que Suncor est déjà très impliqué dans les sables bitumineux avec une production estimée pour 2011 de 300 mille barils/jour. Il possède par ailleurs 12% des parts de Syncrude, l'autre grand des sables bitumineux canadiens qui possède également une capacité de production de 300 mille barils/jour.
Quand à Total il possède par ailleurs 50% du projet Surmont SADG (steam assisted gravity drainage) qui depuis 2007 produit 23 mille barils par jour et dont la production devrait être portée vers les 110 mille baril/jour en 2015.
Malgré les deux ou trois ans de retard dus à la crise financière et économique, il semble maintenant que les projets de développement des sables bitumineux vont reprendre leur rythme soutenu.
LIRE le communiqué de Total.
VOIR également la très intéressante présentation de Suncor sur le développement de sa stratégie dans le domaine.
Le 17 Décembre 2010

décembre 17, 2010
Il reste un long et passionnant chemin vers une énergie photovoltaïque rentable
L'énergie photovoltaïque présente de formidables atouts qui font à coup sûr de cette technologie une des grandes ressources d'énergie du futur. Pour convaincre le lecteur encore sceptique il suffit de rappeler:
– qu'elle conduit directement à la forme d'énergie qui aura un quasi monopole dans le monde urbanisé: l'électricité,
– que cette conversion du rayonnement solaire peut se produire avec de formidables rendements dépassant les 20% sur le silicium monocristallin et les 40% en laboratoire sur des capteurs multicouches sophistiqués de faibles surfaces utilisant des rayons solaires focalisés,
– que cette conversion ne s'accompagne d'aucune nuisance (bruit, émission, déchet, source de refroidissement) et ne demande aucune maintenance sophistiquée ce qui en fait une technologie idéale aussi bien en ville qu'en pleine zone désertique.
Elle est cependant handicapée par sa périodicité journalière, par son caractère aléatoire surtout dans les zones tempérées, et par la non rentabilité des technologies mises en œuvre aujourd'hui.
L'atteinte d'une production photovoltaïque rentable non subventionnée repose sur plusieurs facteurs qu'il est intéressant d'analyser.
Tout d'abord cette rentabilité est relative. Elle doit se mesurer par rapport aux prix du marché de l'électricité établis par les modes traditionnels de production de cette énergie. Aujourd'hui le mode le plus économique, largement répandu dans le monde, provient de la combustion du charbon, demain il sera relayé par la combustion du gaz naturel moins polluant et largement réparti sur Terre. On peut estimer à ce jour que ces procédés fixent un seuil de rentabilité du courant électrique autour des 65$ ou 50 euros par MWh. Dans les décennies à venir il va dépendre des cours du charbon et du gaz naturel, mais compte tenu de l'abondance des ressources de ces produits, il est possible de pronostiquer que les prix de revient de l'électricité demeureront durablement inférieurs aux 100$ ou 75 euros par MWh.(LIRE)
La question de la rentabilité de la génération photovoltaïque d'électricité repose donc sur la possibilité d'atteindre cet objectif de coût.
Remarque: on fera très attention au concept "abscon" de "grid parity" (ou parité de réseau) inventé par les professionnels du secteur qui se fixent comme objectif de produire de l'électricité photovoltaïque au prix du MWh vendu au client final. Ils supposent donc que leur courant particulièrement pur va être acheminé des déserts ensoleillés lointains vers les métropoles et distribué gratuitement. Drôle de façon de concevoir l'économie. Suntech par exemple, voit cette "grid parity" à un prix des modules installés et connectés au réseau à 2,5$/Watt. Pour 1600 heures d'ensoleillement et un amortissement raisonnable sur 8 ans un tel prix des équipements conduit à un courant à 200$/MWh…il est encore deux fois trop cher.
Il est donc possible d'imaginer un seuil d'acceptabilité économique de l'énergie photovoltaïque non subventionnée générée, acheminée et distribuée pour un montant des équipements autour d'un euro ou 1,3 dollar par Watt. Sur une période de 8 à 9 ans et un ensoleillement nominal de 1600 heures par an (irradiance) un Watt de module solaire produit dans les 13 kWh d'énergie électrique. Le prix de revient de l'électricité est alors de l'ordre de 100 $/MWh.
Pour analyser le prix de revient d'un Watt de modules solaires installés et branchés au secteur pour un opérateur il faut prendre en compte plusieurs paramètres que sont:
– le prix d'achat au Watt du module solaire,
– les coûts d'installation sur site (main d'œuvre, support et orientation des modules, connectage)
– les coûts des onduleurs et autres compteurs de raccordement au réseau,
– les coûts des lignes de raccordement au réseau qui peuvent constituer un poste majeur dans le cas d'une ferme solaire en plein désert éloignée des centres urbains,
-les coûts du foncier (achat ou location),
-les taxes et impôts locaux divers assis sur les investissements ou sur le CA,
-les avantages fiscaux et autres incitations financières.
Le premier poste qui est celui du prix d'achat des modules est pour l'instant déterminant. La technologie la plus compétitive du moment qui est celle de l'américain First Solar avec ses modules au CdTe en couches minces. Il annonce des prix de revient des modules de 0,77$/Watt pour un rendement de conversion de l'énergie lumineuse de 11,3%. Compte tenu de la puissance réduite (80 Watts) et du faible rendement des modules, leur pose et leur raccordement multiplie le prix pratiquement par trois pour atteindre tout compris 1,6 euro/Watt en Europe et donc autour des 2.2$/Watt aux Etats-Unis. Il prévoit pour 2014 un prix de revient des modules au tour des 0,52 à 0,63 dollars par Watt. Mais il est clair que si les coûts annexes ramenés au Watt ne sont pas réduits, l'objectif de 1 euro ou 1,3 dollar par Watt ne sera jamais atteint.
D'autres fabricants de modules solaires jouent une approche haut de gamme, a l'aide de cellules à base de silicium monocristallin. C'est le cas de l'américain SunPower par exemple qui présente un module de 318 Watts avec un rendement de conversion de 19,5% stabilisé en module (LIRE), réalisé par assemblage de 96 cellules présentant des rendements de conversion supérieurs à 23%. C'est également l'approche des grands constructeurs asiatiques qui ont bien compris que la taille et la puissance d'un module était un paramètre important de compétitivité. Mais compte tenu de la complexité d'un module assemblé à partir de nombreuses cellules de silicium (typiquement entre 60 et 96), le prix de revient au watt est supérieur à celui des modules en couches minces. Suntech annonce un prix de module de 1,4 $/watt qu'il voit descendre vers les 1,1 dollar grâce à l'intégration de la production de wafers et vers 0,85 $/watt à l'horizon fin 2013 en ajoutant toutes les actions de réduction de coûts (FIG.).
A partir de ces observations qui montrent qu'il faut à la fois agir sur le coût au Watt du module et sur le coût au watt de l'installation en réduisant le nombre de modules de plus en plus puissants, il est possible d'établir une spécification de ce à quoi ressemblera le module photovoltaïque du futur, de forte puissance et de faible coût par Watt, ne nécessitant aucune subvention pour réaliser une ferme solaire raisonnablement rentable dans un contexte de 1600 heures par an d'irradiance.
– le procédé d'élaboration devra être en technologie couche mince pour pouvoir être entièrement automatisé sur des modules de grandes surfaces (>16 pieds carrés ~ 1,4 m²),
– le rendement de conversion devra être supérieur ou égal à 17%, (1,5 fois celui du Cd-Te)
– la puissance du module unitaire devra être supérieure à 240 Watts, (3 fois celle du module First Solar)
Le premier constructeur qui atteindra cet objectif en commercialisant ses modules à moins de 0,5 dollar par Watt devra atteindre une capacité annuelle de production d'au moins 10 à 20 GW pour pouvoir réunir suffisamment de ressources et investir massivement en R&D pour les générations futures de modules encore plus performants.
A ce jour, la technologie qui semble devoir conduire un jour à un produit satisfaisant à la spécification semble être la technologie CIGS dont les potentialités techniques sont importantes. Showa Shell (Solar Frontier) (LIRE) annonce pour 2014 un module de 170 Watts, de 3×4=12 pieds carrés, présentant un rendement de conversion de 14 à 15%, c'est un produit qui va tout à fait dans la direction de l'objectif.
Le 15 Décembre 2010

décembre 15, 2010
OPEC: le saoudien Al Naimi donne le feu vert pour un baril de pétrole à 100 dollars
Peu d'opérateurs du marché du pétrole se préoccupent aujourd'hui du rôle de l'OPEP qui produit gaillardement depuis 2 ans au dessus de ses quotas (FIG.), chacun des membres du cartel profitant à pleins barils des prix avantageux du moment. Dans les couloirs de la réunion des membres de l'OPEC le 11 Décembre à Quito, le Financial Times rapporte que le leader saoudien Al Naimi a affirmé que rien ne changerait dans le comportement du Cartel tant que le pétrole n'atteindrait pas les 100 $/baril. Il a même rajouté que si ce niveau était atteint en raison de la spéculation, l'OPEP pourrait ne pas bouger.
Le message est clair, les opérateurs ont le feu vert de l'OPEP pour engager un rallye sur le pétrole. Il semble probable que ce seuil des 100 dollars sera atteint dans les semaines ou les mois à venir. Il le sera d'autant plus rapidement que le dollar faiblira vis à vis des autres monnaies, dans un climat de raffermissement de la demande en produits pétroliers au sein de l'OCDE et d'un embargo de l'Administration Obama sur les forages offshores le long des côtes de Floride jusqu'en 2017 (LIRE). Tout converge pour accentuer la certitude d'une tension prochaine dans l'approvisionnement américain en pétrole… et tout le monde est maintenant au courant, depuis 2008, que la spéculation se développe toujours sur un terreau de certitude de pénurie à venir et largement partagée.
Une seule différence par rapport à 2008, on n'entend plus les soi-disants experts du pétrole rétribués par les banques, aboyeurs et bonimenteurs en charge de l'animation du marché. Ils se sont faits beaucoup plus discrets, mais il n'y a pas de raison qu'ils n'agissent pas en sous-main, avec pudeur et discrétion, auprès d'investisseurs fortunés.
LIRE le Financial Times
Le 12 Décembre 2010

décembre 12, 2010
Dans un marché mondial en moindre croissance les acteurs les plus faibles du photovoltaïque vont souffrir
L'année 2010 aura été pour l'industrie photovoltaïque mondiale une excellente année. Tirée par une insatiable demande allemande voulant profiter des derniers tarifs avantageux, la demande mondiale en 2010, estimée autour des 14 GW, aura quasiment doublé par rapport à celle de l'année précédente. A elle seule la demande allemande représente plus de la moitié du total et l'Europe aura absorbé 10 GW de modules; les 4 autres GW se répartissant entre les Amériques, l'Asie et le reste du monde (FIG.I)
FIG I. Evolution du marché mondial en MW des modules photovoltaïques par pays ou grandes zones. Part de marché en volume du chinois Suntech:

Dans une présentation de sa stratégie aux investisseurs, le chinois Suntech qui affirme être le N° 1 mondial du secteur avec une prévision de livraisons de plus de 1,5GW de modules en 2010 estime sa part de marché aux environs des 11%.
Si l'on en croit ses prévisions, Suntech imagine pour 2011 et 2012 des croissances en volumes beaucoup plus modérées en raison d'une contraction programmée de la demande allemande qui ne serait plus que de 6 GW en 2011 et de 4 GW en 2012. Même pour la très riche Allemagne faire acheter massivement du courant à des tarifs débiles par ses citoyens a des limites. En 2012 pour un marché prévu autour des 18 GW, l'Europe ne représenterait plus que la moitié de la demande mondiale. Pour Suntech ce sont les demandes américaines, asiatiques et du reste du monde (APMEA : Asie, Pacifique, Moyen-Orient, Afrique) qui prendront le relai.
Il n'est pas nécessaire d'être grand clerc pour anticiper dans un tel marché où tous les grands acteurs investissent massivement à la recherche de coûts plus compétitifs et de prise de part de marché (c'est un marché de composants) que cette boulimie de croissance va se heurter à la faible évolution de la demande mondiale. Suntech estime que la capacité globale de production se situera autour des 27 GW en 2011. Il est donc à prévoir que de nombreuses usines vont se retrouver en sous-charge en 2011.
FIG.II. Répartition des acteurs du photovoltaïque dans le plan compétitivité-notoriété
Dans un plan notoriété-compétitivité (FIG.II) Suntech se positionne par rapport à ses concurrents principaux. Il divise ce plan en trois zones:
1- les très compétitifs reconnus (zone verte) qui représenteront en 2011 une capacité de production de 10,2 GW. Suntech se positionne bien sûr parmi eux, mais au-dessous de son grand concurrent américain First Solar (US Co. # 1) et à côté de deux grands asiatiques (Yingli, Trina?, JA?). Suntech envisage de se déplacer vers le haut du cadre en poursuivant sa politique d'intégration de production de wafers et porter son prix de revient des modules de 1,4 $/Watt en 2010 à 0,85 $/Watt en 2013. Il compte également s'appuyer sur sa Société de financement intégrée de projets GSF pour s'impliquer dans l'exploitation de fermes solaires.
2-les concurrents moins compétitifs (zone orange) parce que trop chers comme les Groupes allemands (EU Co. # 1 et 2) ou en manque de notoriété. Ils représenteront 9,5 GW de capacité de production en 2011.
3- enfin les autres en zone rouge dont certains vont progresser mais qui dans l'ensemble sont décrochés. Ils représenteront 7,3 GW de capacité de production.
Voila la situation des acteurs du photovoltaïque présentée par Suntech, la diapositive avec les vrais noms des Sociétés aurait été plus explicite, mais c'est une description assez réaliste du marché. Suntech souligne la fragilité de certains acteurs en cas de retournement à la baisse des volumes appelés, dans un scénario mondial à 10 GW.
Le seul bémol repose sur la notion de notoriété, certains acteurs de la zone rouge ont sûrement une excellente notoriété dans leur région ou leur pays. Ils peuvent également avoir établi une politique beaucoup plus intégrée qui leur ouvre des accès privilégiés à certains marchés (pensons par exemple à Sharp lié à ENEL en Italie ou à First Solar qui construit une usine en France avec les capitaux d'EDF EN).
Le marché du photovoltaïque étant un marché exclusivement subventionné, les lois de la libre concurrence peuvent parfois s'en trouver distendues. L'appauvrissement de certaines nations, en particulier en Europe, peut entraîner une baisse plus rapide et plus profonde du marché européen.
ACCEDER au gros dossier pdf de Suntech sur le sujet.
Le 11 Décembre 2010
décembre 11, 2010
Par la maîtrise et le transfert des charges, le taux horaire allemand est devenu inférieur à celui de la France
Pour calculer le taux horaire d'un atelier, d'une usine, d'une entreprise ou d'une nation la méthode générale est très simple. Il suffit d'établir une fraction dans laquelle on pose au numérateur la totalité des salaires et autres primes annuels auxquels on ajoute les charges sociales, fiscales ou règlementaires diverses assises sur ces salaires et au dénominateur la totalité des heures effectivement travaillées hors congés, maladies et autres absences ou délégations diverses.
Ce rapport entre la somme des salaires chargés annuels et des heures effectivement travaillées permet d'accéder au taux horaires exprimé en euros. C'est le paramètre qui permet par exemple à un atelier de chiffrer la part main d'œuvre dans les prix de revient des produits qu'il élabore. C'est ce même paramètre global qui va permettre de mesurer le coût moyen de la main d'œuvre d'un État et qui va déterminer pour une part la décision d'implantation d'un atelier ou d'une usine dans cet État. La migration des entreprises américaines vers les États de la Sun Belt par exemple, s'explique largement par ce type de considérations.
L'office allemand de la statistique, Destatis, nous apprend que le taux horaire allemand au T2 de cette année qui s'élève à 30,9 euros s'est apprécié de 0,7% en un an. En comparaison celui de la France qui est supérieur de 2 euros au précédent s'est valorisé de 3,8% sur les quatre derniers trimestres. Un examen sur les dix dernières années (FIG.) confirme cette tendance d'une montée plus rapide du taux horaire français par rapport à son homologue allemand.
Entre 2000 et 2010 le taux horaire allemand ne s'est accru que de 19%, avec une croissance des salaires de 22% et celle des charges de seulement 9,5%. De son côté le taux horaire moyen français a bondi de 35% tiré par des charges qui ont progressé de 42% durant la période et des salaires qui ont pris 33%.
Ces variations exprimées en euros (TAB.) montrent que la progression des charges de 3,1 euros en France et sa maîtrise à 0,6 euro en Allemagne explique pour une large part la différence totale de progression de 3,6 euros en dix ans.
La maîtrise des salaires et surtout des charges salariales allemands montrent la volonté des dirigeants de ce pays de contenir la progression des taux horaires, un des éléments de la compétitivité industrielle. Le transfert d'une partie des charges vers la TVA explique en partie ce résultat.
Il apparaît donc que le taux horaire français est trop élevé d'au moins 10% par rapport à celui de son grand voisin immédiat. Pour le faire revenir dans les clous il existe quatre grandes méthodes:
1- limiter la progression des salaires,
2- réduire les charges salariales, pensons par exemple au discutable un pour-cent logement (0,45% + 0,40%) et à la formidable inefficacité de la formation professionnelle,
3- transférer une part de ces charges vers la TVA, pensons aux 5,4% pour les allocations familiales,
4- accroître la durée du travail à salaire constant ou intermédiaire: passer de 35 heures à 38,5 heures à salaire constant ferait baisser le taux horaire de 10%, même s'il paraît incongru de rappeler une telle évidence. Une coupe mal taillée avec augmentation partielle du salaire devrait rapporter la moitié.
Il apparaît à la vue de ces chiffres comme une certitude que nos dirigeants, de droite comme de gauche, vont devoir abandonner leurs modes discutables de gestion de la "Décennie Perdue" précédente et vont devoir revenir à un mode plus raisonnable de bon père de famille…peut-être sur le modèle allemand qui met en balance lors des négociations avec les grands syndicats, sécurité de l'emploi et augmentations salariales. C'est ainsi que les plus grosses entreprises (Siemens, BASF, E-On…) parlent d'emploi à vie avec leurs employés.
On est alors à 100 mille lieues du modèle anglo-saxon!
LIRE le rapport de Destatis sur le sujet.
Le 10 Décembre 2010
décembre 10, 2010
Alliance de General Electric avec l’industrie ferroviaire chinoise dans les projets de TGV américains
La technologie ferroviaire des trains à grande vitesse issue de célèbres travaux européens (TGV, Pendolino, ICE) a de bonnes chances d'être importée un jour aux Etats-Unis par les industriels chinois!
En effet GE annonce qu'après avoir signé en 2009 un MOU (Memorandum of Understanding) avec le Ministère des Chemins de Fer chinois, il vient de franchir une nouvelle étape décisive en signant un accord de coopération plus précis dans le but d'établir une JV avec le Groupe chinois CSR, industriel renommé dans les matériels de transport. L'objectif majeur de cette filiale commune sera de fournir les lignes à grande vitesse des corridors américains de Floride et de Californie (FIG. du grand plan électoral d'Obama). Le premier investissement dans cette JV serait de 50 millions de dollars. Elle prendrait en charge les études relatives à ces projets dès 2012.
Cette filiale ne s'interdit pas par ailleurs, de travailler sur d'autres projets ferroviaires américains plus classiques pour des trains à moyenne vitesse et autres équipements de transit au sein des ensembles urbains.
En d'autres termes le grand GE va chercher les technologies avancées dans les matériels de transport en Chine. Thomas Edison doit se retourner dans sa tombe.
Avec la caution de GE, la technologie européenne et les milliards de dollars chinois voilà un adversaire qui sera difficile à contourner lors des appels d'offres.
LIRE le communiqué de General Electric.
LIRE les dernières décisions de la High Speed Rail Authority californienne
Le 8 Décembre 2010

décembre 8, 2010
Siemens imagine un marché mondial de l’éolien en 2030 sept fois plus important qu’en 2009
Selon Siemens qui investit massivement dans la définition (FIG.), la réalisation, l'installation et la maintenance des équipements pour la génération éolienne d'électricité, le marché mondial estimé à 30 milliards d'euros en 2009, devrait atteindre en 2030 les 216 milliards d'euros, soit une progression d'un facteur égal à 7,2 fois le marché actuel. Compte tenu de la progression du marché de la maintenance des installations qui va progresser proportionnellement au parc en place et qui va prendre avec le temps de plus en plus d'importance, il est difficile d'en déduire la progression du marché des éoliennes de première monte et de remplacement imaginé par l'industriel allemand. Quoiqu'il en soit Siemens veut investir massivement dans ce business avec pour objectif de figurer parmi le TOP 3 mondial des fournisseurs de turbines en 2012…avec sûrement un chinois et un américain.
Siemens a donc décidé de mettre le paquet sur la diversification géographique de son activité éolienne et d'investir en outils de production dans les pays majeurs que sont la Chine et l'Amérique du Nord, mais aussi en Grande-Bretagne, en Inde et, sous forme d'une JV, en Russie. Il annonce vouloir disposer de 12 centres de production de turbines dans sept pays dès 2012-2013 contre 7 centres dans 3 pays aujourd'hui. Le constructeur allemand semble vouloir adopter la démarche commerciale du danois Vestas qui sur un marché se présente comme un constructeur local qui mérite donc de profiter des aides gouvernementales.
Pour conforter ce programme Siemens annonce qu'il a pour objectif d'atteindre la "grid parity" avec la génération par les ressources fossiles à "moyen-terme". Tout le monde sait qu'un tel concept pour une ressource intermittente de courant ne veut rien dire, puisqu'elle s'appuie gratuitement sur d'autres ressources disponibles et mobilisables à la demande. Le seul progrès incontestable serait de rendre les subventions diverses inutiles… mais nous n'en sommes encore pas là.
Souhaitons bon vent au futur leader européen dans ce business.
LIRE le communiqué de Siemens.
Le 4 Décembre 2010
décembre 4, 2010
Le rallye sur les cours du pétrole a-t-il réellement démarré?
Une longue phase de remontée des cours du pétrole basée fondamentalement sur les rendements décroissants de son exploration-production et d'une demande mondiale soutenue, est trop importante pour les acteurs financiers et pour être retardée trop longtemps, après une longue période d'oscillation entre les bornes 70-80 dollars/baril. Les centaines de milliards de dollars en jeu, provenant de la poche des consommateurs, sont trop alléchantes pour les banques d'affaires et autres "hedgeurs". Contrairement aux marchés plus étroits des métaux non-ferreux¹ ou des céréales où quelques poignées de riches acteurs peuvent manipuler les cours, celui du pétrole de par sa taille demande pour amorcer un rallye un consensus plus large d'un très grand nombre d'acteurs. Cette contrainte dimensionnelle explique la longueur des tractations préalables au démarrage de toute phase spéculative de longue haleine, souvent agrémentées de faux-départs dévastateurs. La spéculation sur le pétrole est en retard mais les troupes impatientes se préparent au déferlement rémunérateur.
Au cours de ce second semestre nous assistons à une remontée des cours du pétrole largement alimentée par la baisse globale du dollar. Au cours du mois de Novembre, la remontée du dollar liée à la très sombre vision des comptes de l'Europe par les acteurs américains, les cours du pétrole ont profité d'un effet cliquet avec de faibles baisses (FIG.) anticipant un retournement de la tendance sur les cours du dollar. Le retour de l'USDX aux 80$ ne s'est pas concrétisé par un retour du baril à 80$. Ces deux derniers jours la remontée rapide des cours du Brent au-dessus des 90 dollars/baril accompagnant le retournement de tendance sur le dollar contre les autres monnaies (courbe verte), confirme la volonté de plus en plus évidente des acteurs à engager un rallye de longue durée sur le pétrole.
Remarque: le suivi du Brent plutôt que celui du WTI, se justifie par la prime autour des 2 dollars dont il profite en raison d'une plus grande fluidité du marché physique européen.
Les conséquences d'une probable valorisation des cours du pétrole, outre l'enrichissement des intermédiaires pétroliers et financiers, sera un appauvrissement des pays consommateurs qui tendront à moins consommer et un enrichissement des pays producteurs qui généralement recycleront la manne pétrolière en armes de guerre ou en possession de capitaux dans les pays de l'OCDE.
Rappelons que pour un prix moyen du pétrole importé autour des 77 dollars ou 57 euros (INSEE), en cumulé sur 12 mois mobiles, la France connaît un déficit du commerce extérieur en produits pétroliers de 35 milliards d'euros à fin Septembre. Une évolution progressive des cours du baril vers les 130 dollars ou les 100 euros portera, toutes choses égales par ailleurs, ce déficit annuel vers les 60 milliards d'euros. Il apparaît comme vraiment urgent pour la France d'accélérer sa politique de restriction du gaspillage énergétique en particulier dans le domaine des transports. Cela passe par un renchérissement drastique des prix des carburants et une dissuasion des consommateurs à posséder des monstres énergivores. L'intensification de l'utilisation des biocarburants de toutes origines doit également être activement promue. Le passage des poids lourds au gaz naturel comprimé ou liquéfié en mélange au gasoil devrait faire l'objet de programmes prioritaires de développement.
Ce qui est vrai pour notre pays dans ce domaine, l'est également pour la quasi-totalité des pays européens.
1- On lira avec intérêt le papier du WSJ du 7/12 qui explique le rôle présumé de la banque J.P. Morgan Chase sur le marché du cuivre. Cette dernière, une des 12 acteurs de premier rang au LME, possèderait selon le Daily Telegraph, en compte propre et surtout pour ses clients, plus de la moitié des 350 mille tonnes de cuivre stockées à Londres! Un peu plus d'un milliard de dollars.(LIRE)
Le 4 Décembre 2010
décembre 4, 2010