Analyse des entreprises clés du secteur de l'énergie
Les économies développées restent la force dominante du secteur énergétique mondial. Dans le classement 2022 des 2 000 plus grandes sociétés mondiales répertoriées par Forbes sur la base d'indicateurs tels que les revenus, les bénéfices, les actifs et la valeur marchande des sociétés cotées, la liste compte plus de 80 sociétés d'électricité de plus de 20 pays. La liste des dix principales compagnies d'électricité est présentée dans le tableau 2-4-10. Le nombre d’entreprises chinoises figurant sur la liste vient juste derrière les États-Unis. Mais dans l’ensemble, les économies développées restent la force dominante du secteur énergétique mondial. Les 10 plus grandes compagnies d'électricité sont toutes issues d'économies développées d'Europe et des États-Unis, ce qui montre leur forte compétitivité globale.
1. Énel
Enel est le plus grand fournisseur d'électricité d'Italie, avec 68 253 employés dans le monde. Ses activités couvrent la production, le transport, la distribution d'électricité ainsi que la fourniture et la distribution de gaz naturel. Elle occupe une position de leader dans les technologies d'énergie propre, la conception et la technologie de construction de centrales hydroélectriques et la technologie de protection de l'environnement des centrales thermiques. Fin 2022, la capacité installée de l'entreprise s'élevait à 82,9 GW, l'hydroélectricité étant la plus grande source d'énergie, représentant 34 % de la capacité installée.
En novembre 2020, Enel a annoncé qu’elle accélérerait sa sortie du secteur de l’énergie à base de charbon, accélérerait la décarbonisation de la production mondiale d’électricité et mettrait tout en œuvre dans les énergies propres. Outre le solaire et l’éolien, elle développera également l’hydrogène vert. Elle dépensera 160 milliards d'euros au cours des 10 prochaines années pour faire de l'entreprise un « super géant » vert et atteindre zéro émission de carbone d'ici 2050. Fin 2022, la capacité installée d'énergies renouvelables (y compris l'hydroélectricité) de l'entreprise a atteint 64 % (voir Figure 2-4-42). En termes de distribution régionale, les activités d'Enel sont réparties dans 34 pays sur cinq continents. Sa stratégie actuelle consiste à se concentrer sur six pays principaux, dont l'Italie, l'Espagne, les États-Unis, le Brésil, le Chili et la Colombie.
Ces dernières années, Enel a favorisé la rationalisation des actifs et réduit les niveaux d’endettement. En avril 2023, Enel a annoncé que sa filiale péruvienne avait signé un accord avec China Southern Power Grid International (Hong Kong) Co., Ltd. pour vendre toutes les actions de deux filiales péruviennes d'Enel qui fournissent des activités de distribution d'électricité et des services énergétiques avancés. Le prix de vente devrait être d'environ 2,9 milliards de dollars américains et la valeur totale des actifs vendus est d'environ 4 milliards de dollars américains. La transaction fait partie du plan de rationalisation des actifs annoncé par le groupe Enel en novembre 2022 et devrait réduire la dette nette consolidée du groupe d'environ 3,1 milliards d'euros en 2023 et avoir un impact positif d'environ 500 millions d'euros sur le résultat net déclaré. en 2023.
2. Electricité de France
Électricité de France (EDF) a été fondée en 1946 et son siège est à Paris, en France. EDF est la première entreprise électrique française et le premier opérateur nucléaire mondial. Son activité énergétique couvre tous les aspects de la production, du transport, de la distribution et de la vente d'électricité, avec 3,47 millions d'utilisateurs d'électricité dans le monde. En juillet 2022, le gouvernement français a annoncé qu'il paierait 9,7 milliards d'euros (environ 67 milliards de RMB) pour acquérir la totalité des actions d'EDF. En mai 2023, le plan a été approuvé par le tribunal. Depuis le 8 juin 2023, l'État français détient 100 % des actions d'EDF. EDF possède toutes les centrales nucléaires de France et sa capacité hydroélectrique installée représente plus de 75 % de l'ensemble des centrales hydroélectriques de France. Elle détient une part de marché élevée dans le secteur de la production d’électricité en France. Du point de vue de la distribution régionale, la France, le Royaume-Uni, l'Italie, la Belgique et d'autres pays européens constituent les principaux marchés d'électricité d'EDF. En outre, EDF exerce également une activité commerciale aux États-Unis, au Canada, au Brésil, en Chine, en Turquie et dans certains pays et régions d'Afrique.
3. Iberdrola
Iberdrola est la plus grande entreprise énergétique d'Espagne et l'un des principaux fournisseurs d'électricité au monde, avec 35 107 employés directs. Ses activités sont concentrées dans le secteur de l'énergie, couvrant la production et la fourniture d'électricité, la construction et l'exploitation de réseaux ainsi que la technologie des énergies renouvelables.
Fin 2022, Iberdrola dispose d’une capacité totale installée de 60 761 MW. La structure énergétique est principalement constituée d'énergies renouvelables représentées par l'hydroélectricité et l'éolien terrestre, avec une capacité installée totale de 40 066 MW, soit 65,9 % de la capacité installée totale. Parmi les sources d'énergie traditionnelles, les centrales électriques à cycle de gaz ont une grande capacité installée, et il existe également une certaine capacité installée d'énergie nucléaire et d'énergie au charbon (voir Figure 2-4-43). En 2022, la production d'électricité d'Iberdrola s'élèvera à 163 031 GWh, pour desservir 36,4 millions de consommateurs : dans sa stratégie de transformation énergétique, Iberdrola considère l'énergie éolienne offshore comme le pilier stratégique de l'entreprise et s'efforce de devenir une entreprise d'énergie renouvelable de classe mondiale. Du point de vue de la répartition géographique, Iberdrola se concentre principalement sur les marchés de l'électricité des deux côtés de l'Atlantique, avec l'Espagne, le Royaume-Uni, les États-Unis, le Brésil, le Mexique, etc. comme principales zones d'exploitation.
4. ENGIE
Le Groupe ENGIE était anciennement Suez Energia, créé suite à la fusion du Groupe Gazier Français et du Groupe Suez. Elle a été officiellement rebaptisée ENGIE en avril 2015 et son siège est à Paris, en France. Le groupe est le premier producteur indépendant d'électricité au monde et le premier fournisseur d'électricité propre en France. L'ensemble du groupe est divisé en 23 unités commerciales et 5 unités de support métier principales, engagées dans trois activités principales : l'électricité, les infrastructures énergétiques et les services aux consommateurs, avec 160 000 employés dans le monde. À fin 2021, ENGIE dispose d'une capacité totale installée de 100,3 GW. Du point de vue de la structure énergétique, ENGIE s'appuie principalement sur le gaz naturel et les énergies renouvelables. En 2019, la production d’électricité au gaz naturel et aux énergies renouvelables représentait 85 % de la capacité totale installée (voir Figure 2-4-44). Les activités du Groupe ENGIE sont largement réparties dans 70 pays à travers le monde, avec 15 unités commerciales à l'étranger couvrant l'Europe, l'Amérique latine, l'Amérique du Nord, l'Asie, l'Océanie, l'Afrique et d'autres régions.
Ces dernières années, ENGIE s'est engagé dans la transformation des nouvelles énergies et a mis en avant l'objectif stratégique d'atteindre zéro carbone net d'ici 2045. En janvier 2021, ENGIE et le producteur d'électricité indépendant Neoen ont annoncé leur intention de construire la plus grande centrale solaire et de stockage d'énergie d'Europe. station en Nouvelle-Aquitaine, dans le sud-ouest de la France. Le projet devrait coûter 1 milliard d'euros et comprendra également une unité de production d'hydrogène vert, une centrale agricole et un centre de données. En février 2021, ENGIE et Equinor ont conclu un partenariat pour développer conjointement des projets d'hydrogène bas carbone afin d'ouvrir la voie à zéro émission d'ici 2050. Par ailleurs, ENGIE travaille également avec un autre géant pétrolier et gazier, le français Total, pour concevoir, développer, construire et exploiter la plus grande base de production d'hydrogène renouvelable de France. En janvier 2022, ENGIE, Fertiglobe et Masdar développeront conjointement un centre d'hydrogène vert aux Émirats arabes unis, dédié au développement, à la conception, au financement, à l'approvisionnement, à la construction, à l'exploitation et à la maintenance de projets d'hydrogène vert.
5. Duc Énergie
Duke Energy a été fondée en 1904 et son siège social est situé en Caroline du Nord, aux États-Unis. L'activité principale de l'entreprise est la distribution d'électricité et de gaz naturel, qui est principalement gérée par des filiales telles que Carolina Duke Energy, Duke Energy Progress, Florida Duke Energy et Indiana Duke Energy. Duke Energy a publié son rapport du premier trimestre 2023 le 9 mai 2023. Au 31 mars 2023, le bénéfice d'exploitation de Duke Energy s'élevait à 7,276 milliards de dollars américains, soit une augmentation d'une année sur l'autre de 3,78 %, le bénéfice net était de 761 millions de dollars américains et le bénéfice de base par action était de 1,01 $ US. Le 23 juin, Morgan Stanley a maintenu la note « hold and wait » de Duke Energy avec un objectif de cours de 102 $ US.
En juin 2023, Duke Energy a conclu un accord avec Brookfield Renewable Investment Company (Brookfield Renewable) pour vendre ses activités commerciales d'énergie éolienne et solaire pour 280 millions de dollars américains. Duke Energy a déclaré qu'à l'avenir, la société avait décidé de se concentrer sur les services publics des Carolines, de la Floride et du Midwest des États-Unis, et a donc pris la décision de revendre les activités susmentionnées.
6. Groupe E.ON
Le groupe E.ON (E.ON) a été fondé en 2000 et son siège est à Essen, en Rhénanie du Nord-Westphalie, en Allemagne. Ces dernières années, avec l'avancement de la transformation énergétique de l'Allemagne, le marché traditionnel de la production d'électricité a connu des difficultés, mais l'expansion rapide de la production d'énergie renouvelable a entraîné une diminution continue des subventions industrielles et une augmentation des risques de revenus. Dans ce contexte, l'orientation commerciale du groupe E.ON a été adaptée en conséquence. En 2016, l'entreprise a cédé ses actifs de production d'électricité traditionnels tels que la production d'énergie fossile, l'énergie nucléaire et l'hydroélectricité, conservant la partie énergie renouvelable ; en 2018, le groupe E.ON a conclu un accord d'échange d'actifs avec un autre géant allemand de l'électricité, Rheinland Group. Le groupe reprendra les activités de réseau électrique et de vente d'électricité de la société rhénane Innogy et échangera des actifs de production d'énergie renouvelable et d'énergie nucléaire.
En 2022, E.ON travaillera avec la division informatique quantique d'IBM pour étudier la décarbonation du réseau électrique.
Explorer l'utilisation de l'informatique quantique pour optimiser la transmission de l'énergie renouvelable, dans le but de réduire ses émissions de 55 % d'ici 2030. E.ON envisage qu'à l'avenir, l'énergie ne sera plus transmise unilatéralement aux consommateurs par les sociétés de production d'électricité, et de nombreuses petites entreprises et ménages peuvent également transmettre de l’énergie au réseau électrique via leurs systèmes photovoltaïques ou leurs véhicules électriques.
7. La puissance du Sud
La Southern Company est l’une des principales sociétés énergétiques des États-Unis. Elle a été fondée en 1945 et son siège est à Atlanta, la capitale de la Géorgie. Southern Company est active dans la production et la vente d'électricité, la distribution de gaz naturel, les infrastructures énergétiques distribuées, les services de communication, etc. par l'intermédiaire d'une dizaine de filiales. Parmi elles, il y a 6 sociétés impliquées dans le secteur de l'électricité, dont Alabama Power, Georgia Power, Mississippi Power, Southern Power, Power-Secure, Southern Nuclear Energy, etc. La diversification énergétique et la faible carbonisation sont l'un des objectifs de Southern Power Company. Les énergies renouvelables telles que l'hydroélectricité, l'énergie éolienne, l'énergie solaire et les technologies de pointe telles que les piles à combustible, l'énergie nucléaire, le captage du carbone, le stockage de l'énergie et la modernisation du réseau sont les priorités stratégiques de l'entreprise. Southern Power Company dessert principalement le marché local de l'électricité, avec 4,685 millions d'utilisateurs d'électricité en Alabama, en Californie, en Géorgie, au Kansas, dans le Maine, au Mississippi, au Minnesota, au Nouveau-Mexique, au Nevada, en Caroline du Nord, en Oklahoma, au Texas et dans d'autres régions. Au premier trimestre de l'exercice 2023, le chiffre d'affaires de Southern Power Company s'élevait à 6,48 milliards de dollars américains, en baisse de 2,53 % sur un an : le bénéfice net était de 799 millions de dollars américains, en baisse de 19,37 % sur un an : bénéfice de base par la part était de 0,79 $ US, contre 0,97 $ US pour la même période l'an dernier.
8. Exelon
Exelon a été fondée en 1999 et son siège est à Chicago, la capitale de l'Illinois. L'entreprise est l'un des principaux fournisseurs d'énergie aux États-Unis, avec des activités couvrant tous les aspects de la chaîne industrielle de l'énergie, y compris la production d'électricité, le transport d'énergie et d'électricité, la distribution, etc.
Exelon est l'un des plus grands fournisseurs d'électricité aux États-Unis, et la production, le transport et la vente d'électricité constituent ses principales activités. Parmi elles, la production d'électricité est principalement réalisée par Exelon Power Generation Company, avec une large zone de service (voir tableau 2-4-11), et l'énergie nucléaire est le principal type d'énergie. Le transport d'électricité est assuré par 7 filiales majeures (voir tableau 2-4-12)
9. Énergie NextEra
Fondée en 1984, NextEra Energy (NEE) est le plus grand fournisseur mondial d'énergie solaire et éolienne et le plus grand opérateur d'infrastructures électriques et énergétiques en Amérique du Nord. Son siège social est situé à Juno Beach, en Floride, aux États-Unis. Selon le rapport annuel de NEE, au 31 décembre 2022, le bénéfice annuel de NEE s'élevait à 4,15 milliards de dollars américains, soit une augmentation d'une année sur l'autre de 16,1 % ; le chiffre d'affaires total s'est élevé à 20,96 milliards de dollars, soit une augmentation de 22,8 % sur un an ; l'actif net par action s'élevait à 19,7 $ US, soit une augmentation de 4,2 % sur un an.
Les activités de NEE sont principalement gérées par deux filiales en propriété exclusive, Florida Power & Lighting Company (FPL) et NextEra Energy Resources (NEER).
FPL est la plus grande compagnie d’électricité de Floride et l’un des plus importants fournisseurs d’électricité aux États-Unis. Son activité couvre tous les aspects tels que la production, le transport, la distribution et la vente. Au 31 décembre 2022, FPL disposait d'une capacité installée de 32 100 MW, comprenant la production d'électricité au gaz naturel, l'énergie nucléaire et la production d'énergie solaire (voir la figure 2-4-45), avec environ 88 000 milles de lignes de transport et de distribution et 696 sous-stations. . Le groupe d'utilisateurs est d'environ 12 millions, concentrés dans l'est et le sud-ouest de la Floride, principalement de l'électricité résidentielle (54 % des revenus) et de l'électricité commerciale (32 % des revenus).
Fondée en 1998, NEER se concentre sur les énergies renouvelables (voir Figure 2-4-46) et est le plus grand fournisseur mondial d'énergie solaire et éolienne. Au 31 décembre 2022, la capacité installée de NEER est d'environ 27 410 MW. Parmi eux, NEER dispose d'une capacité installée de 26 890 MW aux États-Unis, répartis dans 40 États des États-Unis : 520 MW au Canada, répartis dans 4 provinces du Canada. En outre, NEER dispose également de 290 sous-stations et de 3 420 milles de lignes de transmission.
10. National Grid Corporation du Royaume-Uni
Fondée en 1999, la National Grid Corporation du Royaume-Uni est la plus grande entreprise d'énergie et de services publics du Royaume-Uni. Ses activités portent principalement sur les réseaux de transport, l'exploitation de réseaux électriques et le transport de gaz naturel, et ses marchés de services sont concentrés au Royaume-Uni et aux États-Unis (voir figure 2-4-47). Parmi eux, l'activité de transport au Royaume-Uni est concentrée en Angleterre et au Pays de Galles, avec une longueur totale de 7 212 kilomètres de lignes aériennes de transport et 2 280 kilomètres de câbles souterrains ; aux États-Unis, l'activité de transport est concentrée dans le nord de l'État de New York, dans le Massachusetts, le New Hampshire, le Rhode Island et le Vermont. Au premier trimestre 2023, le bénéfice d'exploitation de National Grid Corporation du Royaume-Uni s'élevait à 21,659 milliards de livres, dont le bénéfice d'exploitation aux États-Unis représentait 55,63 % et le bénéfice d'exploitation au Royaume-Uni représentait 44,37 % ; le bénéfice d'exploitation s'est élevé à 4,879 milliards de livres, soit une augmentation de 16,67 % sur un an.
Analyse des risques de l’industrie mondiale de l’énergie
Cette section fournira une perspective sur la situation des risques du secteur mondial de l’énergie, en se concentrant sur l’analyse des risques d’investissement dans des pays spécifiques.
(I) Perspectives des risques liés au secteur mondial de l’énergie
1. Risques macroéconomiques
Le secteur de l’énergie est étroitement lié aux conditions économiques. Les fondamentaux macroéconomiques mondiaux et les politiques des grandes économies auront un impact sur le fonctionnement des entreprises industrielles.
Le risque de pénurie d'approvisionnement en électricité provoqué par la crise énergétique européenne s'est accru. Bien que la situation du COVID-19 se soit stabilisée et que la reprise économique mondiale ait entraîné une augmentation de la demande énergétique, le conflit entre la Russie et l’Ukraine a déclenché une crise énergétique mondiale. Les prix des produits énergétiques tels que le gaz naturel et le charbon ont grimpé en flèche, et les prix de l’électricité ont également fortement augmenté. Les prix de l'électricité dans de nombreux pays ont « explosé ». Selon le « Rapport sur le marché de l'électricité 2023 » publié par l'AIE, la hausse mondiale des prix de l'électricité en 2022 sera la plus évidente en Europe. Les prix au comptant et les prix à terme en Europe ont doublé. La hausse continue des prix de l’électricité continue de faire grimper l’inflation et déclenche également une crise des coupures de courant. L’alimentation électrique a affecté la production et la vie quotidienne. L’hiver chaud en Europe en 2022-2023 contribuera à freiner les prix de l’électricité, mais par rapport à la période précédente, les prix de l’électricité européenne restent élevés. La hausse des prix à terme du gaz naturel au cours de l’hiver 2023-2024 reflète l’incertitude de l’approvisionnement en gaz naturel en Europe au cours de l’année à venir, et le risque de pénurie d’électricité persiste.
Les politiques de privatisation de certains pays se sont répétées. Selon un reportage de la BBC du 20 mars 2023, le gouvernement kazakh a annulé le processus de privatisation complet de la centrale hydroélectrique d'Oust-Kamenogorsk et de la centrale hydroélectrique de Shulbinsk. Le 9 février 2021, le gouvernement kazakh a adopté la résolution n° 37, décidant de vendre les parts publiques dans les deux centrales hydroélectriques ci-dessus afin de parvenir à la privatisation complète des deux centrales nucléaires. Il semblerait que cette résolution ait été ordonnée par le président du Kazakhstan de l'époque, Nazarbayev, et ait pu attirer l'attention des investisseurs des Émirats arabes unis. Cependant, la résolution a suscité de nombreuses critiques de la part de la société à l'automne 2021. À cette époque, le ministère de l'Énergie du gouvernement kazakh avait déclaré que la privatisation de la centrale hydroélectrique visait à obtenir 600 millions de dollars de fonds pour stimuler l'économie du Kazakhstan. Le 6 janvier 2023, les actions publiques des deux centrales hydroélectriques ont été transférées à Samruk-Kazyna, le plus grand fonds souverain public du Kazakhstan. Le gouvernement kazakh a annoncé l'annulation de la vente des parts publiques des deux centrales hydroélectriques. D'une part, cela signifie que la société kazakhe pourrait s'opposer à l'acquisition des installations électriques du pays par des investisseurs étrangers ; d'un autre côté, cela signifie que le gouvernement kazakh pourrait ajuster sa politique d'allocation des actifs du secteur électrique à l'avenir et se montrerait prudent quant à la privatisation complète des installations électriques.
2. Risques liés à la politique industrielle
Dans le contexte du double carbone, le risque de changements de politique nationale augmente. D'une part, en raison des différences de niveau de développement économique, de demande d'électricité et de ressources éoliennes et lumineuses, l'orientation future du développement de chaque pays sera différente. A ce stade, les principaux émetteurs de carbone se situent principalement en Asie, et ce sont principalement des pays en développement. Les émissions de carbone dans la région Asie-Pacifique représentent plus de la moitié des émissions totales mondiales. À l’avenir, ces pays pourraient se montrer indécis en termes de développement économique et de réduction des émissions, de développement d’énergies propres et de satisfaction de la demande rigide d’électricité, ce qui pourrait affecter la stabilité des politiques nationales. Par exemple, l'Inde, en tant que troisième émetteur mondial de gaz à effet de serre, envisage également un plan visant à atteindre zéro émission nette, mais ce plan a été répété et il y a eu des situations telles que l'autorisation de l'extension de la production d'électricité à partir du charbon ; L'Indonésie est le plus grand exportateur de charbon thermique et la plupart de ses futurs projets énergétiques seront réalisés grâce à des centrales électriques au charbon. D'autre part, comme la mise en œuvre de la réduction des émissions est en retard par rapport au plan, les agences compétentes des Nations Unies ont émis un avertissement rouge sur la réduction des émissions, appelant à accélérer le processus de réduction des émissions. En outre, la crise énergétique européenne est difficile à inverser. Face à des facteurs tels que la crise énergétique, une inflation élevée et les hausses agressives des taux d'intérêt de la Banque centrale européenne, les perspectives économiques de la zone euro sont confrontées à de graves défis. En général, à mesure que la pression pour réduire les émissions de carbone augmente, même les pays ayant des politiques actuelles relativement souples pourraient être confrontés à un durcissement de leur politique à l'avenir, et la crise énergétique européenne pourrait perturber la future politique de développement énergétique de l'Europe.
La tendance au resserrement des politiques énergétiques se poursuit. En novembre 2021, lors du Sommet mondial sur le climat tenu à Glasgow, plus de 40 pays ont convenu d’abandonner progressivement l’énergie alimentée au charbon et de ne plus investir dans des centrales électriques au charbon. Des pays comme l’Indonésie, la Corée du Sud, la Pologne, le Vietnam et le Chili se sont engagés à éliminer progressivement l’énergie alimentée au charbon. En outre, plus de 100 organisations et institutions financières se sont engagées à cesser d’accorder des prêts aux centrales électriques au charbon. Ces pays, organisations et institutions financières ont signé la « Global Coal to Clean Energy Transition Statement » et/ou ont rejoint la Powering Past Coal Alliance (PPCA) co-présidée par le Royaume-Uni. Les parties qui ont signé la déclaration se sont engagées à se retirer de la production d'électricité au charbon en 2030 ou dès que possible et ont convenu d'accélérer le déploiement de l'électricité propre. À l’heure actuelle, la plupart des pays en développement réduisent progressivement leur capacité de production pour atteindre leurs objectifs climatiques. Selon les données du groupe de réflexion indépendant sur le climat E3G, en janvier 2023, seuls 20 pays dans le monde avaient prévu plus de 100 projets charbonniers. Dans ce contexte, d’une part, les entreprises dont l’activité principale est la production d’électricité au charbon seront confrontées à de fortes pressions pour se transformer ; d’un autre côté, les projets d’énergie alimentée au charbon dans les marchés émergents et les économies en développement pourraient être affectés. Les tensions entre l’offre et la demande dans ces régions sont encore courantes, et les centrales au charbon constituent le premier choix pour un approvisionnement électrique stable et bon marché. En cas de capacité financière insuffisante et de canaux de financement internationaux limités, les modèles d'appel d'offres et de financement des projets d'énergie au charbon pourraient devenir plus stricts, et les revenus des sociétés soumissionnaires seront confrontés à certains risques.
3. Risques environnementaux et liés au changement climatique
Les risques liés au changement climatique affectent la stabilité de l’approvisionnement en électricité et la sécurité des installations. L'industrie de l'énergie électrique est une industrie qui convertit les ressources naturelles en énergie électrique destinée à la consommation. Elle est fortement affectée par l'environnement naturel, en particulier le changement climatique, et les catastrophes naturelles fréquentes posent également des défis à la sécurité des infrastructures électriques. D’une part, le changement climatique affectera de multiples sources d’énergie pour la production et le transport d’électricité. Par exemple, les changements de température extérieure affecteront l’efficacité de la conversion de l’énergie thermique des centrales thermiques ; la diminution des précipitations et la hausse des températures dans certaines régions affecteront le fonctionnement normal des centrales hydroélectriques. Des études montrent que le changement climatique réduira la capacité hydroélectrique du fleuve Zambèze. bassin en Afrique de 10 % d'ici 2030. , réduite de 35 % d'ici 2050 ; l'augmentation générale des températures mondiales réduira l'efficacité des liaisons de transport et de distribution d'électricité. La production d’énergie solaire et éolienne sera également affectée par les changements des conditions météorologiques telles que l’éclairage et le flux atmosphérique. D’un autre côté, les conditions météorologiques extrêmes ont un impact plus important sur les installations et les opérations électriques. Ces dernières années, la diminution des précipitations en Afrique a entraîné des crises d’électricité dans certains pays. Au premier trimestre 2023, affectée par la baisse du niveau d'eau du fleuve Zambèze, la capacité d'alimentation électrique des principaux barrages hydroélectriques du Zimbabwe a considérablement diminué et son unité de gestion des services publics a été contrainte de mettre en place des coupures d'électricité progressives allant jusqu'à 20 heures par jour. La Zambie voisine a également souffert de la baisse des niveaux d'eau.
4. Risques opérationnels de l’industrie
Affectés par des facteurs tels que le durcissement général des politiques énergétiques mondiales et la faible demande d'électricité dans les économies développées, les risques de concurrence dans le secteur de l'électricité se sont intensifiés. D’une part, la concurrence entre les différents types d’énergie s’est intensifiée. Les compagnies d’électricité traditionnelles dont le cœur de métier est l’énergie alimentée au charbon manquent de soutien politique et sont désavantagées par rapport à la concurrence. De nombreuses entreprises sont contraintes d’alléger la pression financière et d’accélérer leur transformation en cédant des actifs ou en licenciant des employés. D’un autre côté, les compagnies d’électricité des économies développées restent très compétitives. En outre, ils ont une longue histoire d'opérations internationales, des investissements élevés en R&D, une forte force technique, une riche expérience en matière d'investissement et de financement et des conditions favorables. Ils conservent toujours une position dominante sur le marché international de l’électricité. Par exemple, malgré le durcissement progressif des politiques de soutien aux centrales électriques au charbon, les entreprises japonaises restent les principaux fournisseurs mondiaux de technologies haut de gamme en matière de centrales électriques au charbon ; La Corée du Sud, la France et d'autres pays disposent également d'une forte puissance dans l'exportation de technologies nucléaires, ce qui exerce une forte pression concurrentielle sur les entreprises d'électricité des marchés émergents et des économies en développement pour qu'elles s'ouvrent aux marchés internationaux. En outre, à mesure que de plus en plus d'entreprises chinoises « se mondialisent », la concurrence sur les marchés étrangers de l'électricité est devenue de plus en plus féroce, présentant un modèle d'« internationalisation de la concurrence nationale ». Étant donné que la plupart des entreprises ont des choix régionaux très similaires et des canaux de projets similaires, dans de nombreux projets, en particulier les grands projets, plusieurs entreprises chinoises soumissionnent pour le même projet.
Les transactions sur le marché de détail de l'énergie nouvelle deviennent de plus en plus complexes et les risques liés aux transactions augmentent. Avec l'augmentation de la proportion de nouvelles productions d'énergie, les types de transactions sur le marché de détail deviendront plus abondants. En plus des transactions d'énergie électrique, il y aura davantage de types de transactions telles que les transactions de proximité du côté de la demande et les transactions d'assistance mutuelle de charge, et le marché de la production d'électricité décentralisée passera naturellement à un marché de transactions de détail doté de caractéristiques d'auto-équilibrage. Les variétés de transactions sur le marché de détail, les méthodes de transaction et les types d'objets de transaction qui en résulteront subiront des changements structurels. En conséquence, la force de soutien des mécanismes de marché et la difficulté de prévenir et de contrôler les risques dans le fonctionnement du marché augmenteront également de façon exponentielle. Il existe un risque d'inadéquation entre le mécanisme de transaction, le mécanisme de prévention et de contrôle des risques de marché et la nouvelle demande de transaction du côté de la vente au détail : premièrement, compte tenu des caractéristiques opérationnelles du nouveau système électrique, l'inadéquation du mécanisme de transaction ne pourra pas faire jouer pleinement l'appel efficace des ressources du marché bidirectionnel du réseau source ; deuxièmement, le mécanisme de surveillance du marché ne sera pas en mesure de s'adapter à la situation actuelle des risques liés aux transactions sur le marché de détail en raison de la complexité et du manque de transparence des transactions internes des nouvelles entités de détail dans le cadre de la tendance à la croissance des entités massives du marché de détail.
5. Risques techniques de l’industrie
Les compagnies d'électricité chinoises qui « sortent » sont principalement confrontées au risque de normes techniques incohérentes dans les différents pays. Par exemple, la Russie et la Géorgie suivent les normes techniques de l'électricité de l'Union soviétique, dont certaines sont même inférieures aux normes techniques de la Chine. Les entreprises chinoises qui se rendent en Russie pour réaliser des projets d'ingénierie énergétique doivent convertir toutes les normes techniques en normes nationales répondant aux exigences russes, ce qui prend du temps et de l'argent. La Géorgie suit également les normes tarifaires soviétiques, et la commercialisation des accessoires de base utilisés dans les centrales hydroélectriques existantes est faible et ils sont généralement transformés par les travailleurs eux-mêmes. Pour l'investissement et l'acquisition de projets de centrales électriques existants, ils sont limités par l'absence de normes techniques unifiées et sont confrontés à des risques plus élevés dans la fourniture de pièces de rechange. En outre, les sociétés de réseaux électriques sont actuellement confrontées au problème de l'incompatibilité entre les environnements institutionnels étrangers et les normes techniques des réseaux électriques, ce qui empêche les sociétés de réseaux électriques de « sortir ».
Les pays intensifient la promotion de la production d’énergie éolienne, ce qui pose des défis à la stabilité du réseau électrique. Par rapport à l'énergie éolienne terrestre, l'énergie éolienne offshore présente les caractéristiques de ressources riches, d'heures de production d'énergie élevées, d'absence de ressources foncières et de proximité des centres de charge électrique. Il s’agit d’un domaine pionnier de la production d’énergie nouvelle. Récemment, la promotion mondiale du développement de l'énergie éolienne, en particulier de l'énergie éolienne offshore, a attiré l'attention de nombreux pays, mais l'accès de l'énergie éolienne au réseau pose des défis pour la stabilité des réseaux électriques dans divers pays. Le Royaume-Uni est un pays typique pour le développement de l’éolien offshore. En octobre 2020, le Royaume-Uni a proposé l'objectif de « l'énergie éolienne pour tous », prévoyant d'utiliser l'énergie éolienne offshore pour alimenter tous les ménages du Royaume-Uni d'ici 2030. Cependant, avec le grand nombre d'énergie éolienne connectée au réseau, la stabilité de le réseau électrique britannique a été mis à rude épreuve. En janvier 2021, les câbles offshore du Royaume-Uni ont connu une panne, entraînant l'incapacité d'acheminer l'énergie produite par les parcs éoliens offshore et des pénuries d'alimentation électrique dans certaines régions. La National Grid Company du Royaume-Uni a payé 30 millions de livres pour cela. Alors que les pays encouragent le développement de l’énergie éolienne, l’impact de l’énergie éolienne connectée au réseau sur la stabilité du réseau électrique doit attirer l’attention de tous les pays. Selon les données d'une enquête d'Accenture menée auprès de plus de 200 dirigeants du secteur de l'énergie dans 28 pays et régions du monde, près d'un quart seulement (24 %) des dirigeants interrogés pensaient que leur entreprise était pleinement préparée à faire face à l'impact des conditions météorologiques extrêmes, et près de 90 % (88 %) des dirigeants ont déclaré que afin d'assurer le fonctionnement flexible du réseau électrique en cas de conditions météorologiques extrêmes, les prix de l'électricité pourraient augmenter fortement.
(II) Perspectives de risque d’investissement pour le secteur de l’électricité dans les pays clés
1. Perspectives de risque d’investissement pour le secteur électrique en Colombie
Le gouvernement colombien a l'intention de développer vigoureusement la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables en complément de la production d'électricité pendant les périodes de pénurie d'eau. Dans le même temps, le cadre réglementaire du secteur de l'électricité en Colombie est relativement mature, avec une intervention gouvernementale moindre et le lancement réussi du marché de gros de l'électricité, autant d'éléments qui offrent de bonnes opportunités aux entreprises d'investir en Colombie. Cependant, il existe également une série de problèmes liés aux investissements et aux opérations en Colombie, tels que la faible efficacité de la mise en œuvre des politiques gouvernementales, les risques élevés en matière de sécurité sociale et les difficultés d'obtention de visas de travail de longue durée, auxquels les entreprises doivent prêter attention.
(1) Risques politiques et juridiques
L’efficacité de la mise en œuvre des politiques gouvernementales est faible. Après les élections générales de 2022, la fragmentation du Congrès colombien est encore plus marquée. Il existe un certain degré d'incertitude quant à savoir si les différentes politiques de réforme du gouvernement Petro pourront obtenir le soutien du Congrès. Le gouvernement est confronté à de plus grandes difficultés en matière de gouvernance, ce qui a accru le risque de stabilité politique. Les Colombiens sont préoccupés par l’augmentation des inégalités sociales et par la hausse continue du coût de la vie. Selon des sondages d'opinion publique, 60 % des Colombiens interrogés estiment que leurs revenus ne suffisent pas à joindre les deux bouts. Les gens espèrent que le gouvernement Petro pourra stimuler l’emploi, freiner l’inflation et accroître les investissements dans l’éducation publique et les soins de santé.
(2) Risques de sécurité
Le taux de chômage reste élevé et la contradiction dans la répartition des revenus est plus évidente. La Colombie a une population nombreuse et un grand nombre de main-d'œuvre non qualifiée. En octobre 2020, le gouvernement colombien a présenté un plan de relance économique pour protéger l’économie. L'un des objectifs est de créer 775 000 emplois et de réduire le taux de chômage en attirant 56 200 milliards de pesos colombiens d'investissement d'ici quatre ans. Le plan ci-dessus a obtenu certains résultats, mais en raison des flambées répétées de l'épidémie et de la propagation de virus mutants en 2021, le taux de chômage en Colombie a lentement diminué. Le taux de chômage en 2021 est toujours de 13,8 % et le taux de chômage en 2022 a une tendance à la baisse. Cependant, il reste supérieur à 10 %. Le coefficient de Gini de la Colombie est de 51,3 %, et la contradiction dans la répartition des revenus est plus importante. L’épidémie et l’afflux de réfugiés ont tendance à aggraver la contradiction dans la répartition des revenus, augmentant ainsi les risques en matière de sécurité sociale.
(3) Risques commerciaux
Il est encore difficile de demander un visa de travail de longue durée. Depuis que la Colombie a mis en œuvre des mesures de facilitation liées à l'immigration en 2015 et 2017, les difficultés rencontrées par le personnel des entreprises pour se rendre en Colombie ont été atténuées, mais il faut encore du temps pour que le personnel en poste en Colombie demande un visa de travail de longue durée. Le Bureau économique et commercial de mon pays a communiqué à plusieurs reprises avec le ministère colombien des Affaires étrangères et le ministère du Commerce et de l'Industrie sur cette question, et la situation s'est activement améliorée.
La pression en matière de protection de l’environnement est relativement importante. Le gouvernement local applique strictement les lois et réglementations en matière de protection de l'environnement. Lorsque les informations de l'entreprise sont entièrement préparées, le ministère de l'Environnement et du Développement durable et les autres départements responsables concernés ont besoin d'au moins 4 mois pour décider de délivrer ou non un permis de protection de l'environnement pour le projet. En fonctionnement réel, il faut au moins 6 mois entre la demande de permis de protection de l'environnement pour un projet et l'obtention définitive du permis, et dans la plupart des cas, il faut attendre 1 à 2 ans. Ces dernières années, la plupart des entreprises engagées dans l'exploitation des ressources et la construction d'infrastructures en Colombie ont exprimé un certain degré d'insatisfaction quant à la transparence, à la continuité et à l'opérabilité des politiques colombiennes de protection de l'environnement. Les risques environnementaux sont plus courants dans les projets de partenariats public-privé (PPP).
Le nouveau marché de l’énergie en est encore à ses balbutiements et doit être exploré et développé dans la pratique. Comparée à des pays d'Amérique latine comme le Chili et le Brésil, la nouvelle industrie énergétique colombienne a démarré tardivement. Actuellement, la capacité installée de production d’énergie nouvelle est encore à un niveau relativement faible. Les projets locaux de nouvelles énergies sont encore au stade exploratoire et doivent être explorés et développés dans la pratique.
2. Perspectives de risque d’investissement pour le secteur électrique australien
L'Australie dispose d'abondantes ressources éoliennes et solaires et a vigoureusement développé de nouvelles sources d'énergie ces dernières années. Elle a été le premier pays au monde à proposer un objectif de développement des énergies renouvelables (RET). Dans le même temps, l’ensemble du système juridique et politique australien constitue un moteur externe pour le développement des énergies renouvelables nationales. Cependant, les investissements dans des projets énergétiques en Australie sont également confrontés à des risques tels que les politiques, les lois et la pression environnementale.
(1) Risques politiques et juridiques
Un risque juridique majeur pour les nouveaux projets de production d’électricité est que la conception du NEM puisse subir des changements fondamentaux. Une refonte du NEM est incluse dans les recommandations finales de l'Energy Security Board (ESB) du gouvernement fédéral australien aux gouvernements australiens et aux gouvernements des États couverts par le NEM.
Dans ses recommandations finales, l’ESB a recommandé des réformes fondamentales du marché qui transformeraient le NEM d’un marché énergétique pur en un marché énergie + capacité. Sur ce marché, en plus des revenus du prix spot de l'électricité, les producteurs d'électricité peuvent également obtenir des revenus partiels grâce à leur production d'électricité stable.
L'ESB a également proposé un « modèle de gestion de la congestion » qui imposerait un péage de congestion sur les projets de production d'électricité situés en dehors des zones d'énergie renouvelable (REZ) désignées et offrirait des incitations aux projets de production d'électricité situés dans les REZ.
De plus, le contrat d'achat/vente d'électricité repose généralement sur le fait que le projet reçoit d'AEMO le prix spot pour sa production d'électricité, et ce prix spot est le même que le prix spot payé à AEMO par le détaillant pour fournir de l'électricité au client. Cependant, la mise en œuvre harmonieuse de ce modèle n’est peut-être qu’une situation idéale, car les redevances payées par l’AEMO aux producteurs d’électricité et les redevances payées par les détaillants à l’AEMO tiennent également compte des pertes entre les projets de production d’électricité respectivement vers les nœuds régionaux et vers les clients. Si la conception du NEM change, par exemple si l'AEMO cesse de publier les prix spot ou si les producteurs d'électricité et les détaillants reçoivent et paient des prix spot différents pour leur production d'électricité et la consommation de leurs clients respectivement, les prix convenus dans le contrat d'achat/vente d'électricité seront difficile à appliquer.
(2) Risques opérationnels
Les exigences en matière de protection de l'environnement sont strictes. L'Australie attache une grande importance à la protection de l'environnement et les normes juridiques pertinentes sont strictes et strictement appliquées. Les coûts environnementaux des projets miniers et de construction d’infrastructures sont relativement élevés.
La transparence des politiques australiennes en matière d'investissement étranger doit être améliorée. Ces dernières années, du point de vue des pratiques d'approbation et d'exploitation des investissements étrangers du gouvernement australien, des exigences potentielles en matière d'identité des investisseurs, de ratio de participation, de nature des actifs, de structure des transactions, etc. se sont progressivement formées. L'Australie a continuellement renforcé l'examen des investissements étrangers dans les domaines dits sensibles, ce qui a affecté l'environnement commercial des investissements étrangers.
3. Perspectives de risque d'investissement pour l'industrie électrique du Pérou
Le volume économique total du Pérou se situe à un niveau moyen parmi les pays d'Amérique latine. Poussée par un développement économique sain et l'expansion continue de la classe moyenne, la demande d'électricité du Pérou a augmenté rapidement. Le Pérou dispose d'abondantes ressources en énergie éolienne et solaire, ce qui est propice au développement de la production d'énergie renouvelable. Le gouvernement concentre ses investissements dans le secteur de l’électricité sur la production d’électricité hydroélectrique et d’énergies renouvelables non hydroélectriques. À ce stade, le Pérou a mis en place un mécanisme commercial relativement mature, adoptant un mécanisme de tarification unifié et un marché relativement complet. Cependant, il est également confronté à une série de risques tels qu’un environnement politique instable, des conditions météorologiques extrêmes fréquentes et des problèmes complexes au sein de la communauté syndicale.
(1) Risques politiques
L'environnement politique instable du Pérou affecte la continuité et la cohérence des politiques. Pendant longtemps, les fréquents changements politiques et les conflits politiques au Pérou ont continué à accroître l'instabilité. Le 7 décembre 2022, l'ancien président péruvien Castillo a été destitué par le Congrès et arrêté par la justice, ce qui a déclenché une nouvelle vague de crise politique au Pérou. Après cela, la situation politique et celle de la sécurité sociale au Pérou ont continué de se détériorer, et les mesures prises par le nouveau gouvernement pour apaiser les troubles et stabiliser la situation politique après son entrée en fonction n'ont pas encore donné de résultats évidents. On s'attend à ce qu'à l'avenir, les risques politiques du Pérou continuent de croître, affectant la continuité et la cohérence des politiques.
(2) Risques liés au changement climatique
Le changement climatique entraîne fréquemment des conditions météorologiques extrêmes. Depuis mars 2023, les zones côtières du nord et du centre du Pérou ont été continuellement endommagées par les fortes pluies provoquées par le cyclone tropical Yaku, déclenchant de nombreuses catastrophes naturelles telles que des coulées de boue, des glissements de terrain et des inondations, provoquant d'énormes pertes matérielles et humaines. Selon les prévisions de la Commission nationale péruvienne des risques de catastrophe, le réchauffement climatique de l'océan sur les côtes nord et centrales se poursuivra voire s'intensifiera jusqu'en juillet. Le Pérou pourrait également être confronté à des conditions météorologiques extrêmes, telles que de fortes pluies et des inondations, ainsi qu'à un « phénomène El Niño côtier » à petite échelle dans les mois à venir. Les conditions météorologiques extrêmes causées par le changement climatique affecteront le développement et l’exploitation des projets énergétiques.
(3) Risques opérationnels
Les enjeux syndicaux et communautaires sont complexes. Les syndicats péruviens sont relativement forts et les grèves sont fréquentes, ce qui est difficile à concilier pour le gouvernement, et les entreprises subissent souvent des pertes. En outre, les organisations communautaires péruviennes sont relativement fortes et peuvent organiser diverses activités sociales, notamment des manifestations et des marches. Parfois, ils prennent des mesures telles que bloquer les routes et fermer les portes pour perturber la construction, la production et les opérations de l’entreprise. Le soutien que le gouvernement peut apporter aux investisseurs à cet égard est relativement limité.
4. Perspectives des risques d'investissement dans l'industrie électrique vietnamienne
Le Vietnam est le troisième pays le plus peuplé de l’ASEAN et l’une des économies à la croissance la plus rapide de l’ASEAN. Avec le développement du secteur industriel et l'amélioration des niveaux d'urbanisation et d'électrification, la demande d'électricité du Vietnam a augmenté rapidement. Dans le même temps, le gouvernement vietnamien n'a cessé de promouvoir des réformes du marché de l'électricité orientées vers le marché, d'ouvrir le marché de l'électricité, d'améliorer activement le mécanisme de tarification pour améliorer la rentabilité des entreprises et d'attirer continuellement les investissements étrangers. Cependant, le risque national global du Vietnam est relativement élevé et le marché de l'électricité est également confronté à une série de problèmes tels que des changements dans les modèles commerciaux, des difficultés de financement et une concurrence féroce, qui doivent attirer l'attention des investisseurs.
(1) Risques politiques
Problèmes de reconnaissance des contrats d'achat d'électricité locaux (PPA) et risques liés aux changements dans les nouveaux modèles commerciaux pour les projets de centrales électriques au Vietnam. À l'heure actuelle, pour vendre de l'électricité à EVN, les sociétés de production d'électricité et EVN doivent signer un contrat d'achat. Le Vietnam exige que l’accord suive le modèle d’accord émis par le gouvernement pour chaque source d’énergie. En outre, les projets de centrales électriques du Vietnam s'appuient sur de nouveaux modèles de transaction, tels que le mécanisme d'accord d'achat direct d'électricité (DPPA). Le 16 mars 2023, le gouvernement vietnamien a tenu une réunion sur le projet de plan pilote DPPA et prévoit d'organiser un séminaire début avril 2023 pour solliciter l'avis des ministères, départements, organisations (nationales et étrangères) ainsi que des experts et scientifiques dans le domaine de la une nouvelle énergie pour améliorer le mécanisme pilote du DPPA. Dans le cadre du mécanisme DPPA, les acheteurs d’électricité sont des consommateurs privés d’électricité. Les entreprises privées n’achètent plus d’électricité directement auprès d’EVN, mais directement auprès de développeurs d’électricité indépendants (IPP) dans le cadre de contrats à long terme. À l'heure actuelle, le mécanisme DPPA du Vietnam vise en principe les projets de centrales électriques au sol à énergies renouvelables (y compris les centrales éoliennes et solaires). Il s'agit d'un autre mécanisme de construction de projets que les développeurs de projets peuvent choisir après l'expiration de la politique de prix de subvention.
(2) Risques de financement
Les contrôles financiers et financiers sont relativement stricts et le financement est difficile. À l'heure actuelle, le Vietnam n'autorise pas les banques étrangères à exercer leurs activités en RMB. Les succursales des banques étrangères au Vietnam sont gérées comme des sous-banques. Les licences de succursale ne sont pas autorisées à ajouter de nouveaux points de vente. L'échelle du prêt et l'augmentation du prêt sont strictement limitées. Il est difficile pour les institutions financières chinoises de développer leurs activités au Vietnam. Le montant des prêts pour les projets énergétiques à grande échelle est généralement élevé. Si vous souhaitez emprunter auprès de banques chinoises, vous devez rechercher des prêts conjoints auprès de plusieurs banques. De plus, les banques chinoises sont limitées dans le nombre de dongs vietnamiens qu’elles peuvent attirer, et il leur est difficile d’accorder des prêts en dôngs vietnamiens. Ils accordent principalement des prêts en dollars américains. La loi vietnamienne stipule que seules les entreprises possédant à la fois des qualifications en matière d'importation et d'exportation peuvent accorder des prêts en dollars américains, ce qui rend encore plus difficile le financement.
(3) Risque de concurrence
Le marché vietnamien de l'électricité est très compétitif en raison du monopole des entreprises publiques et des entreprises japonaises et coréennes actives. Le marché vietnamien de l’électricité est relativement ouvert et les entreprises chinoises sont confrontées à une concurrence féroce de la part des entreprises vietnamiennes locales et des entreprises étrangères, principalement de Corée du Sud et du Japon. D'une part, les entreprises publiques, principalement le Vietnam Electricity Group, sont profondément impliquées dans divers domaines tels que la production, le transport, la distribution et la vente d'électricité, ce qui a dans une certaine mesure pressé les investisseurs étrangers en électricité ; d’un autre côté, la Corée du Sud est devenue la plus grande source d’investissements étrangers du Vietnam. La Corée du Sud est profondément impliquée au Vietnam depuis de nombreuses années, notamment dans le domaine énergétique. Dans le même temps, depuis que la Corée du Sud et le Vietnam ont récemment signé un accord de libre-échange, on s'attend à ce que la coopération économique et commerciale entre les deux pays continue de se développer à l'avenir et que le Vietnam soit plus tolérant et ouvert aux investissements étrangers. de Corée du Sud. Dans l’ensemble, les entreprises chinoises qui investissent sur le marché énergétique vietnamien seront à l’avenir confrontées à une concurrence féroce de la part des entreprises locales et étrangères telles que la Corée du Sud.
(4) Risques commerciaux
Le Vietnam est globalement confronté au risque d’un approvisionnement insuffisant en matières premières. Bien que le Vietnam ait réduit la proportion d'électricité produite au charbon, sa production de charbon est encore difficile à répondre à la demande de production d'électricité et il doit importer une grande quantité de charbon. En 2022, le gouvernement vietnamien a déclaré qu'en raison de l'impact de la nouvelle épidémie de couronne sur la production locale de charbon et de la flambée des prix mondiaux du charbon, le Vietnam était confronté à une pénurie de charbon. En février 2022, le taux d'exécution du contrat de fourniture de charbon conclu par la Société nationale d'électricité du Vietnam avec les grandes sociétés minières n'était que de 69 %. En outre, la hausse des prix du charbon sur le marché international et les sanctions liées à la crise russo-ukrainienne ont également affecté les importations de charbon du Vietnam. La superposition de multiples facteurs a conduit à une pénurie de charbon au Vietnam. En outre, bien que le Vietnam possède le plus grand fleuve d’Asie du Sud-Est, le Mékong, il est toujours confronté à des sécheresses périodiques relativement graves et la production hydroélectrique risque de manquer d’eau.
Les normes techniques ne sont pas unifiées, ce qui affecte l'efficacité des opérations du projet. Les normes vietnamiennes en matière d'approbation de la conception des entreprises d'investissement, d'examen environnemental, d'examen et d'acceptation de la conception en cas d'incendie et d'approbation des demandes de capacité électrique ne sont pas liées à celles de la Chine. Les entreprises d'investissement doivent confier l'ensemble des technologies et des conceptions aux institutions vietnamiennes compétentes pour la refonte, l'évaluation et l'approbation, ce qui entraîne une augmentation significative des coûts pour l'entreprise. En outre, lors de la mise en œuvre des appels d'offres internationaux pour les projets vietnamiens, les spécifications techniques vietnamiennes et les normes techniques des documents d'appel d'offres ont été utilisées simultanément, ce qui a prolongé le délai d'approbation des documents de conception et augmenté les dépenses supplémentaires de l'entrepreneur.
5. Perspectives de risque d'investissement pour l'industrie électrique du Cambodge
Il existe de nombreux facteurs de risque dans le secteur électrique cambodgien, notamment les risques politiques et juridiques, les risques liés à la protection de l'environnement et les risques opérationnels.
(1) Risques politiques et juridiques
Le système de crédit juridique et social du Cambodge n'est pas encore solide. Ces dernières années, le système juridique cambodgien a continué d'être amélioré et développé, mais à l'heure actuelle, les politiques et réglementations en matière d'investissement, les droits de propriété intellectuelle et les lois et réglementations connexes sont encore imparfaites. Bien qu’il existe des politiques et des réglementations pertinentes dans de nombreux domaines tels que les minéraux, le travail, l’immigration et la fiscalité, la plupart d’entre elles sont des réglementations fondées sur des principes et manquent de détails, ce qui se traduit par une plus grande flexibilité au niveau opérationnel et affecte la cohérence des politiques. En outre, le marché cambodgien et l'ordre commercial sont relativement chaotiques et la protection juridique et judiciaire des investissements étrangers est faible. Si les entreprises sont confrontées à des litiges, il est difficile de défendre leurs droits.
(2) Risques liés à l’offre et à la demande
Les fluctuations saisonnières des projets hydroélectriques affectent les revenus des projets. Bien que l'approvisionnement en électricité du Cambodge soit limité, les projets électriques comportent toujours certains risques en termes de revenus. Les entreprises chinoises ont de nombreux projets hydroélectriques au Cambodge, avec des investissements importants et de longues périodes de retour sur investissement. En outre, les installations du réseau électrique du Cambodge sont en retard et il existe des fluctuations saisonnières dans l'approvisionnement en électricité, ce qui entraîne un certain degré d'incertitude quant aux revenus du projet.
Le potentiel de consommation est limité et les exportations transfrontalières d’électricité n’ont pas encore été mises en œuvre. Étant donné que la production d'électricité stable des centrales hydroélectriques est plus concentrée pendant la saison des crues et que la pénurie d'électricité au Cambodge pendant la saison des crues est beaucoup plus détendue que pendant la saison sèche, la concurrence pour la consommation d'énergie des centrales hydroélectriques pendant la saison des crues est également plus intense. . Du point de vue de la planification énergétique du Cambodge, le Cambodge prévoit également de développer des canaux d'exportation transfrontalière d'électricité et de construire des lignes de transmission appropriées à cet effet, dans l'espoir d'exporter le surplus d'électricité pendant la saison des crues et d'élargir l'espace de consommation d'électricité pendant la saison des crues. Cependant, compte tenu de la situation actuelle, outre la nécessité de renforcer la construction de lignes de transmission de soutien, la réalisation de ce plan se heurte encore à certains obstacles et incertitudes dans les relations commerciales et bilatérales et multilatérales avec les pays voisins. Sur cette base, on peut juger que les perspectives futures concernant la consommation intérieure d'hydroélectricité au Cambodge ne sont pas très optimistes.
(3) Risques commerciaux
Les partis d’opposition actifs et les organisations non gouvernementales ont un impact sur les opérations commerciales. Il existe plus d'un millier d'organisations non gouvernementales actives au Cambodge, couvrant des domaines tels que la protection de l'environnement, les droits de l'homme et les droits des travailleurs. L'activité des organisations non gouvernementales affecte souvent le fonctionnement normal des entreprises. Par exemple, les médias cambodgiens ont rapporté que la centrale hydroélectrique secondaire de la rivière Sang, développée et construite par des entreprises financées par la Chine, avait détruit l'écologie ; la centrale hydroélectrique de Cha Run a été arrêtée par le gouvernement cambodgien sous la pression de l'opinion publique et du battage médiatique des organisations non gouvernementales ; la centrale hydroélectrique de Zhongzhong Datai a été revendiquée par malveillance par des hôtels détruits par de fortes pluies en aval, etc. Après enquête, de nombreux rapports étaient gravement incompatibles avec les faits. Bien que les entreprises chinoises aient activement éliminé les effets négatifs, elles ont également porté atteinte, dans une certaine mesure, à l’image des entreprises chinoises.
Les syndicats cambodgiens sont actifs. Bien que le coût du recrutement de travailleurs locaux au Cambodge ne soit pas élevé, les syndicats sont forts. Les activités syndicales sont protégées par les lois nationales et sont fortement soutenues par les économies développées occidentales et les organisations non gouvernementales compétentes au Cambodge. Certains syndicats sont relativement actifs et organisent souvent des grèves, des marches et des manifestations à grande échelle, affectant le fonctionnement normal des entreprises.
Suggestions
La coopération étrangère dans le secteur de l'énergie est un outil important pour promouvoir l'initiative « la Ceinture et la Route ». En réponse aux risques ci-dessus, nous devons renforcer le soutien aux compagnies d'électricité chinoises pour qu'elles « se mondialisent » au niveau macro, améliorer la sensibilisation aux risques et optimiser la répartition des investissements au niveau micro pour minimiser les risques et réduire les pertes.
1. Renforcer le soutien politique et optimiser l’environnement financier
Par rapport aux conditions de financement préférentielles pour les projets à l'étranger en Europe, aux États-Unis, au Japon, en Corée du Sud et dans d'autres pays, le taux d'intérêt de financement proposé par la Chine est relativement élevé, ce qui n'est pas propice à la participation des entreprises à la concurrence. Dans le même temps, les canaux de financement des projets énergétiques mondiaux se sont considérablement réduits. Le renforcement du soutien financier peut atténuer dans une certaine mesure les conditions extérieures défavorables auxquelles sont confrontés les projets énergétiques chinois.
2. Faire jouer pleinement le rôle des associations pour aider les compagnies d’électricité à investir
Encourager les entreprises à s'implanter à l'étranger en groupe par le biais d'appels d'offres conjoints, en formant des consortiums pour participer à des fusions et acquisitions, etc., afin de tirer pleinement parti de leurs atouts respectifs, de montrer leurs avantages collectifs et d'éviter que les compagnies d'électricité ne se battent seules et ne se livrent à une concurrence vicieuse.
En outre, lors du choix de partenaires locaux, vous devez pleinement solliciter l'avis des chambres de commerce locales, des sociétés de conseil, des conseillers fiscaux et des avocats professionnels, et choisir des partenaires jouissant d'une bonne réputation, d'une longue histoire et de bons antécédents de performance pour coopérer. Il est nécessaire d'examiner leurs connaissances professionnelles, ainsi que s'ils ont une expérience pertinente dans les affaires chinoises et s'ils peuvent pleinement estimer les malentendus qui peuvent être provoqués par les différences culturelles entre les deux parties.
3. Améliorer la sensibilisation aux risques et renforcer les plans de gestion des risques
Les projets de construction électrique ou d’investissement à l’étranger sont généralement de grande envergure. Ils sont confrontés à des risques politiques, sécuritaires, économiques, liés aux revenus des projets et à d’autres aspects. Les entreprises doivent toujours être prudentes. D’une part, ils devraient transférer les risques en souscrivant une assurance crédit à l’exportation et une assurance investissement à l’étranger. D’un autre côté, ils devraient également améliorer la sensibilisation aux risques et élaborer des plans pour les risques dans des pays et des projets spécifiques.
En termes de sécurité politique, les entreprises doivent mener des recherches préliminaires sur les projets, comprendre systématiquement la situation politique, les relations diplomatiques, la situation sécuritaire et d'autres contenus du pays hôte par le biais de visites sur le terrain et de consultations avec des tiers, et prêter une attention particulière aux informations d'avertissement de sécurité émises. par nos ambassades et consulats à l’étranger, et soyez prudent dans les zones présentant des risques élevés en matière de sécurité politique. Si le projet se déroule dans une zone à haut risque, l'entreprise doit prendre toutes les mesures de sécurité possibles pour renforcer la protection au niveau de l'entreprise, améliorer la sensibilisation et la capacité des employés à se protéger par le biais de formations et d'autres moyens, souscrire une assurance commerciale pour les actifs et les employés de l'entreprise. , et demander une protection consulaire à l’étranger.
En termes de risques économiques, premièrement, nous devons utiliser activement des outils de couverture tels que les swaps au comptant et à terme pour couvrir les pertes de revenus causées par les fortes fluctuations des taux de change ; Deuxièmement, nous devrions nous concentrer sur l'utilisation des contrats pour protéger nos propres intérêts économiques, notamment en incorporant des clauses d'indemnisation pour des situations inattendues telles que les fluctuations des taux de change, l'incapacité de paiement du gouvernement, le défaut de paiement, l'inflation, etc. paiement en dollars américains pour minimiser les pertes.
En termes de gestion de projet, la recherche et la gestion de projet sont cruciales pour la construction d’ingénierie énergétique. Premièrement, les entreprises doivent examiner attentivement le temps de construction au début de la construction afin d'éviter des conditions météorologiques défavorables et des catastrophes géologiques pendant cette période, ce qui entraînerait des retards dans la période de construction et provoquerait des défauts de paiement ; en même temps, ils doivent sélectionner soigneusement le chantier de construction conformément aux exigences spécifiques du projet, mener une étude complète des conditions écologiques, hydrologiques et géologiques environnantes et éviter les accidents pendant la construction ou après la livraison du projet. Deuxièmement, renforcez la sensibilisation à la gestion de projet. Dans le cadre d'une gestion efficace, nous devons prêter attention aux coutumes locales, renforcer les échanges bilatéraux avec les communautés locales, les populations, les organisations non gouvernementales et les travailleurs, et éviter les grèves et l'opposition de la population locale. Troisièmement, attachez de l'importance aux budgets des projets, anticipez les risques et les pertes possibles en fonction de la situation réelle du pays hôte et laissez de la place dans le budget.
En termes de concurrence industrielle, premièrement, nous devons contrôler strictement la qualité des projets, établir une bonne image des entreprises chinoises grâce à des projets de haute qualité et accumuler des actifs incorporels pour remporter davantage de projets ; Deuxièmement, nous devons éviter d'être imprudents et de ne pas recourir de manière excessive à la concurrence à bas prix pour remporter des projets, ce qui peut non seulement éviter des pressions financières inutiles, mais aussi éviter de créer une mauvaise impression des entreprises chinoises à bas prix et bas de gamme.
4. Saisissez les tendances du secteur et optimisez la configuration des investissements
À l’heure actuelle, il existe une certaine différenciation dans la politique mondiale du secteur de l’énergie. L’intensité et les méthodes de soutien des politiques relatives aux centrales électriques au charbon et aux énergies renouvelables sont différentes dans les économies développées, les marchés émergents et les économies en développement. Les entreprises doivent éviter une concentration excessive d'investissements et de projets étrangers dans un certain pays ou une certaine région afin d'éviter les pertes causées par des changements soudains dans les politiques industrielles, les conditions de financement, etc. projets. Les entreprises peuvent envisager d'ouvrir des opportunités d'investissement dans les domaines du transport et de la transformation de l'électricité, des énergies renouvelables, etc. en fonction de leurs propres avantages ; par exemple, les économies développées ont clairement tendance à assainir leur structure de pouvoir, mais leurs politiques de soutien aux énergies renouvelables diminuent et elles deviennent plus prudentes quant aux investissements en Chine. Les investissements dans les énergies propres dans les marchés émergents et les économies en développement comme l’Amérique latine, l’Asie du Sud et l’Asie du Sud-Est pourraient devenir un nouveau choix pour les entreprises.
Références
[1] Rapport sur le développement de l'investissement et de la coopération à l'étranger en Chine [EB/0L]. Association internationale des entrepreneurs de Chine, 2022.
[2] Xu Dong, Feng Jingxuan, Song Zhen et al. Une revue de la recherche sur l'intégration et le développement de la production d'électricité au gaz naturel et des énergies renouvelables [J]. Pétrole, gaz et énergies nouvelles, 2023, 35(1) : 17-25.
[3] Wang Sheng, Zhuang Ke, Xu Jingxin. Analyse de l'électricité verte mondiale et du développement de l'électricité à faible émission de carbone en Chine [J]. Protection de l'environnement, 2022.5
