Cher lecteur de NewTech Insider Europe,
La résistance des 70 $ n’aura finalement pas tenu. Début juin, le prix du baril de Brent pour livraison en juillet a franchi ce seuil psychologique, sous lequel il avait buté mi-mars, pour dépasser les 71 $.
Le même scénario s’est déroulé de l’autre côté de l’Atlantique où le West Texas Intermediate (WTI) a pulvérisé sa résistance des 65 $ pour s’établir à 68 $ dès le 2 juin.
Le pétrole, qui avait été boudé comme de nombreuses matières premières en 2020, termine par le franchissement de ces résistances majeures un rebond d’anthologie qui a vu son prix quasiment doubler sur six mois.
Evolution du prix spot du Brent sur un an
La raison de cet engouement ? La reprise économique mondiale. Avec des consommateurs qui retrouvent le chemin des magasins, des employés qui retournent au bureau et des usines qui tournent à plein régime, la demande en énergie connaît un rebond historique – à l’image de sa chute provoquée par l’épidémie de COVID-19.
Selon l’eia, (U.S. Energy Information Administration), la pandémie a causé une contraction sans précédent de la consommation mondiale, passée brutalement de 101 millions de barils par jour (mb/j) fin 2019 à moins de 90 mb/j au printemps 2020. Depuis, la moitié du terrain perdu a été regagné et l’humanité a consommé au mois d’avril environ 96 mb/j.
Il y a quelques jours, les responsables de l’OPEP et de l’OPEP+ se sont réunis et ont convenu d’un calendrier prudent de relance de la production pour répondre à cette nouvelle demande. D’ici la fin juillet, les vannes devraient de nouveau être ouvertes et 2,2 millions de barils ajoutés quotidiennement pour étancher notre soif d’or noir.
Quand l’OPEP offre trop peu, trop tard
L’annonce de cette « largesse » des producteurs, qui se sont pourtant engagés à augmenter l’offre mondiale de +2,3 % en six semaines, n’a pas soulagé les marchés. Le prix du baril continuait son ascension dans les heures suivant cette réunion.
Pourquoi cette annonce, qui promet de rééquilibrer la balance entre l’offre et la demande mondiale, n’a pas envoyé le prix du brut au tapis ? Pourquoi l’évocation du retour en fin d’année de l’Iran sur le marché international ne fait pas plonger les futures alors que le pays pourrait produire jusqu’à 4 mb/j ? Tout simplement parce que les opérateurs prévoient que les prochains mois seront tout de même placés sous le signe de tensions d’approvisionnement.
Il y a bien longtemps que la métaphore des « vannes à ouvrir » de l’OPEP n’a plus cours. Les puits de pétrole ne sont plus des geysers qui ne demandent qu’à être mis en barils mais des forages complexes, longs à mettre en œuvre et coûteux. Les 4 mb/j de l’Iran restent hypothétiques et les 2,2 mb/j de l’OPEP ne permettent toujours pas de revenir au niveau pré-COVID.
L’IEA (Agence Internationale de l’Energie) prévoit, pour sa part, que la demande internationale atteindra les 99,6 mb/j dès la fin d’année… sans garantie aucune que les pays producteurs, qui ont été eux aussi touchés par la pandémie, puissent y répondre.
Le besoin d’énergie bascule vers l’électricité
En parallèle, la tendance à l’électrification de l’économie mondiale se poursuit. En 2020, tandis que la demande mondiale de pétrole chutait de 10 %, la consommation d’électricité ne se contractait que de 7 % en Europe et aux Etats-Unis. Elle s’offrait même le luxe d’être en hausse en Chine.
Evolution et prévisions de la consommation d’électricité entre 2019 et 2030
Source IEA
Or, les moyens pour répondre à cette demande croissante ne sont pas illimités. Le charbon pose d’énormes problèmes environnementaux, de sécurité et de logistique. Le nucléaire n’est plus, au-dehors de quelques pays comme la Chine, en odeur de sainteté. Même le pétrole, à l’origine de 20 % de l’électricité produite jusqu’aux années 1970, ne joue plus qu’un rôle négligeable dans le mix électrique.
Parmi les sources non renouvelables, seul le gaz naturel, relativement peu émetteur de pollution locale et encore abondant, devrait maintenir son importance relative dans les vingt prochaines années.
Le reste de la demande ne pourra être assurée que par les énergies renouvelables, solaire et éolien en tête.
Evolution du mélange énergétique de sources primaires utilisées pour l’électricité : l’essor des renouvelables est inéluctable
Source : Bloomberg/IEA
Nos pépites ont du pain sur la planche
Le Ministère de la Transition écologique a publié le 5 mai les résultats de la tranche 5 de l’appel d’offres sur les zones non interconnectées, pour les zones Guyane et Mayotte. Albioma (FR : ABIO) s’est vu allouer un quota de 1,3 MWc. Une bonne nouvelle qui vient faire oublier l’attaque informatique dont l’énergéticien a été victime au début du mois. Le « rançongiciel » n’a, fort heureusement, pas eu d’incidences sur la production, l’ensemble des centrales ayant pu être rapidement isolé du réseau et aucune fuite de données n’étant, à ce jour, à déplorer.
L’assemblée générale du groupe a ainsi pu se tenir en suivant l’ordre du jour prévu, et les actionnaires ont approuvé la mise en distribution d’un dividende de 0,80 € par action (0,88 € par action pour les actions éligibles au dividende majoré), en hausse de +14 % par rapport au dividende de l’année passée. Une option de paiement à hauteur de 50 % sous forme d’actions nouvelles émises pour un prix unitaire de 32,59 € sera proposée du 14 juin au 5 juillet.
MON CONSEIL
Si le cours de l’action Albioma (FR0000060402 – FR : ABIO) se maintient jusqu’au 2 juillet au-dessus des 32,59 €, je vous conseille d’opter pour le dividende en actions afin de renforcer votre exposition sur cette belle entreprise tout en faisant baisser votre PRU (prix de revient unitaire). Dans le cas contraire, vous pouvez utiliser votre dividende pour vous renforcer « au marché » sur le titre à partir du 9 juillet.
Par souci de lisibilité du portefeuille, nous compterons toutefois simplement le dividende de 0,80 € dans le calcul du PRU. Si vous venez de nous rejoindre, vous pouvez acheter au cours actuel.
Autre acteur français de taille de la transition énergétique, Voltalia (FR : VLTSA) a multiplié ces derniers jours les bonnes nouvelles commerciales. L’entreprise accompagnera, avec sa filiale Helexia, Auchan Retail sur l’ensemble de ses sites pour contribuer à sa transition énergétique et atteindre ses objectifs en matière de climat. L’enseigne ambitionne d’afficher une consommation énergétique constituée à 100 % d’énergies renouvelables d’ici à 2030 et d’atteindre une réduction de 40 % de l’intensité électrique par rapport à l’année de référence 2014.
L’ampleur de la collaboration n’a pas été dévoilée, mais devrait avoir un effet significatif dans la mesure où le groupe Auchan est présent dans 13 pays et compte 1 985 points de vente sous enseigne pour des surfaces allant jusqu’à 5 000 m². Helexia prendra à sa charge le management de l’énergie, la réalisation de travaux d’efficacité énergétique, la fourniture d’électricité renouvelable via la réalisation de centrales photovoltaïques sur site en autoconsommation tandis que Voltalia sera chargée des achats en gros d’énergie verte.
Voltalia a également obtenu, à l’instar d’Albioma, un quota de production du Ministère de la Transition écologique pour les zones Guyane et Mayotte. Son projet, nommé « Parc Sable Blanc », associe une centrale de production d’électricité photovoltaïque d’une puissance de 5 MW à une unité de stockage par batteries lithium-ion d’une puissance de 5 MW et d’une capacité de 9,3 MWh. Une fois mis en service, courant 2023, « Parc Sable Blanc » portera la puissance du complexe de Toco – plus grand système de stockage par batteries en exploitation en France – à 19,3 MW avec une capacité de 25,6 MWh.
Enfin, l’entreprise va céder 100 % de ses parcs éoliens VSM2 (128 MW) et VSM4 (59 mégawatts) du projet Serra Branca à l’utility brésilienne Copel. La vente effective aura lieu le 30 novembre 2021, une fois que les conditions préalables auront été remplies.
Cette transaction est intéressante car elle illustre la stratégie du groupe. Voltalia s’est occupée, sur ce site dont la puissance-crête s’approche des 300 MW grâce à ses 83 éoliennes de 3,47 MW, du développement et de la construction de l’infrastructure. A peine le site VSM2 entré en service, et alors que VSM4 doit produire ses premiers kWh dans les prochains jours, Voltalia a déjà trouvé preneur pour racheter l’infrastructure tandis que ses équipes continueront à assurer l’exploitation et la maintenance des deux centrales après la vente.
Cette affaire apporte une visibilité bienvenue au cash flow de l’entreprise puisque la production du site a été achetée, par avance, dans le cadre d’un contrat courant sur vingt ans avec l’électricien brésilien.
En plus de VSM2 et VSM4,
488 MW de puissance-crête sont encore en construction sur le site
Ce positionnement hybride de constructeur de sites et de fournisseur de services d’exploitation permet à Voltalia de multiplier les projets, soulager sa trésorerie en cédant au fur et à mesure ses actifs tout en sécurisant des contrats de services à forte valeur ajoutée sur le long terme. Cette année devrait encore être excellente pour l’entreprise.
MON CONSEIL
Vous pouvez encore acheter
Voltalia (FR0011995588 – FR : VLTSA) jusqu’à 25 €.
Bons investissements,
Etienne Henri
NewTech Insider Europe
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