RWE va poursuivre ses fermetures de centrales

RWE continuer de souffir. Le producteur allemand d’électricité a subi au premier semestre 2014 une baisse de 40% de son bénéfice d’exploitation, à 2,27 milliards d’euros. Son bénéfice net hors exceptionnels, à 749 millions d’euros, a diminué de près des deux tiers. Et il est fort probable que le numéro deux du marché allemand derrière E.ON enregistre cette année son troisième exercice consécutif de baisse de ses résultats. En 2013, le groupe a essuyé la première perte de son histoire.

Comme son compatriote E.ON ou comme GDF Suez, RWE souffre de la surcapacité de production en Europe, provoquée par une baisse de la demande d’électricité en Europe, à la fois sous l’effet de la crise et d’une montée en puissance des mesures d’économies d’énergie, et par la hausse du recours aux énergies renouvelables. RWE avait indiqué en mars que 20% à 30% de ses centrales ne pouvaient couvrir leurs charges d’exploitation du fait de prix de gros de l'électricité trop bas. Le groupe a précisé la semaine dernière qu’il envisage de mettre à l’arrêt des centrales représentant une production de 1 gigawatts d’ici à 2017. Cela portera à 8,9 GW l’ampleur des fermetures ou mises sous cocon décidées par RWE ces dernières années. E.ON a programmé de fermer 7,7 GW de capacité de production. Selon le cabinet de recherche Pira Energy, les électriciens allemands devront encore fermer 7 GW supplémentaires pour supprimer l’excédent actuel de production.

«Cela n’augure rien de bon pour la sécurité des approvisionnements pour laquelle les éoliennes et les panneaux solaires ne peuvent pas faire grand-chose», a lancé la semaine dernière le président du directoire de RWE, Peter Terium. Dans ce contexte, les groupes allemands d’énergie appellent à une accélération des réformes de leur marché domestique. S’ils saluent la réduction des prix de rachat de l’électricité d’origine renouvelable, E.ON et RWE demandent la mise en place d’un mécanisme dit de capacité qui permettrait de maintenir en activité des centrales thermiques afin, notamment, d’alimenter le marché lors des pics de consommation auxquelles les énergies renouvelables ont du mal à répondre. La Grande-Bretagne et la Belgique ont déjà mis en œuvre ce type de mécanisme.