Vous publiez un chiffre d’affaires de 6,22 millions d’euros sur les neuf premiers mois de 2019-2020, en hausse de 8%. Comment se déroule votre plan de marche ?

Julien Moulin : Nous sommes satisfaits de nos performances opérationnelles. Depuis le début de l’exercice, la production a poursuivi son accélération avec une progression qui s’élève à +35% sur le gaz et +51% sur l’électricité verte. Avec un taux de disponibilité moyen de 94,5% sur la période, le site d’Avion dans les Hauts de France a atteint son rythme de production optimal. Le constat est similaire pour le site d’Anderlues en Belgique, qui se rapproche de son rythme de croisière, un an seulement après sa mise en service. Quant à l’épidémie de Covid-19, elle ne perturbe nullement notre rythme de production. Notre statut d’entreprise prioritaire nous préserve des mesures de confinement. L’ensemble de notre personnel est en activité. Et l’essentiel de nos sites sont automatisés, ce qui limite les risques sanitaires.

Comment expliquer le coup de frein intervenu sur vos revenus au troisième trimestre (-18% à 2,04 millions d’euros) ?

J.M. : C’est la conséquence du repli très brutal des prix de vente du gaz en France et, dans une moindre mesure, de la baisse du cours spot de l’électricité en Belgique. La tendance s’est dégradée dès le mois de janvier pour les tarifs du gaz. En raison de l’arrêt de l’activité industrielle en Chine, les méthaniers ont en effet été détournés vers l’Europe. A telle enseigne que le marché européen a été inondé de gaz naturel liquéfié (GNL). La situation s’est empirée en mars. Au choc intervenu sur l’offre s’est ajoutée une chute de la demande finale liée au confinement. Résultat, les prix du gaz sont tombés à environ 7 euros le MWh à fin mars, soit un effondrement de l’ordre de 65% sur un an. Les prix spots de l’électricité ont reculé quant à eux de 40% le mois dernier, et cela s’est aggravé en avril en raison de la crise économique. Heureusement, le recul des tarifs de l’électricité impacte uniquement notre activité outre-Quiévrain. En France, nous bénéficions d’un tarif garanti auprès d’EDF grâce à une obligation d’achat contractuelle. 86% de nos revenus issus de la production d’électricité verte sont ainsi sécurisés.

Vos comptes peuvent-ils tomber dans le rouge en 2019-2020 ?

J.M. : Même si les prix du gaz et de l’électricité vont demeurer bas au quatrième trimestre, notre base de coûts très faible va nous permettre de rester bénéficiaire sur l’ensemble de l’année. Depuis l’an dernier, notre modèle a franchi un cap en termes de profitabilité. Nous cueillons les fruits de l’arrivée à maturité de nos cinq sites de production d’électricité verte existants.

La crise sanitaire remet-elle en cause votre feuille de route ?

J.M. : Pas pour l’instant. Le principal risque identifié à ce stade est d’ordre administratif. Nous avons peu de visibilité sur la délivrance des autorisations nécessaires à l’installation des 25 unités de cogénérations en projet, notamment dans les Hauts-de-France. L’Administration ne peut actuellement traiter nos dossiers ce qui crée une incertitude. Potentiellement, un décalage de quelques mois peut intervenir par rapport à notre plan stratégique. Il n’y a aucun risque pour les projets déjà annoncés pour 2020. Sur l’année, nous confirmons l’installation de 5 nouvelles cogénérations de 1,5 MW, dont 2 cogénérations sur le nouveau site de Béthune – une de plus que prévu initialement. L’entrée en production est prévue au 1er janvier 2021 pour le site de Béthune.

Pouvez-vous faire le point sur vos projets en Lorraine ?

J.M. : La mise en production du gaz de charbon en Lorraine est un projet structurant à la fois pour La Française de l’Energie, la Région et la France. Je rappelle que nos réserves de gaz certifiées (2P) s’élèvent à plus de 2 milliards de mètres cubes. Notre ambition est de développer le premier champ en Europe, de façon à créer durablement de la valeur. Il s’agit aussi de réduire la dépendance nationale à l’égard des exportations, sur le modèle de ce qu’a fait l’Australie depuis le début du millénaire. Nos réflexions suivent leur cours. Le principal enjeu est de mettre sur pied un financement optimal qui ne diluera pas nos actionnaires. L’option la plus avancée à ce stade est celle d’un partenariat avec deux opérateurs énergétiques nationaux. Mais nous n’excluons rien. En tout état de cause, nous allons attendre de voir l’évolution du marché gazier au cours des prochains mois avant de prendre une décision.

Envisagez-vous une duplication de votre modèle dans d’autres pays ?

J.M. : Oui. Nous regardons attentivement les opportunités qui pourraient se présenter à l’international. Une diversification de nos débouchés vers les grands bassins miniers européens ferait sens. Nous examinons des possibilités d’implantation en Allemagne (Sarre, Rhur) ainsi qu’en Pologne, Roumanie et Bulgarie. Les Etats-Unis sont aussi dans notre radar. Alors que la crise crée des opportunités, une initiative de notre part dans ces pays est possible. Peut-être même dès 2020. Cela étant dit, notre priorité est de poursuivre le développement en Lorraine, les Hauts-de-France et en Belgique, où nous avons encore fort à faire.

Vous avez initié une diversification de votre mix vers le photovoltaïque et le solaire thermique. Pourquoi ?

J.M. : L’idée est de disposer d’un portefeuille global d’énergies renouvelables, en adéquation avec notre modèle de distribution en circuits courts. Dans le photovoltaïque, nous avançons en partenariat avec Total Quadran. Nos savoir-faire sont complémentaires : nous apportons notre capacité d’exécution de projets tandis que notre partenaire apporte sa puissance en termes de sourcing. Notre ambition est d’atteindre une capacité installée comprise entre 100 et 150 MW. Concernant l’entrée sur le solaire thermique, c’est le résultat d’un dialogue constructif avec les collectivités. La mise en service de cette centrale basée à Creutzwald est prévue d’ici à la fin de l’été.

Avez-vous vocation à distribuer un dividende ?

J.M. : Nous sommes encore en phase d’investissement, que ce soit sur le développement des cogénérations dans les Hauts-de-France/Belgique et la production de gaz en Lorraine. Au cours des deux prochaines années, ces projets vont mobiliser toute la trésorerie générée par l’activité. Mais à partir de 2022-2023, les flux excédentaires pourraient être utilisés pour récompenser nos actionnaires, notamment les investisseurs particuliers dont les rangs ne cessent de grossir dans notre capital – ils atteignent à ce jour le nombre de 3 000 – et qui contribuent à l’augmentation de la liquidité du titre et la bonne tenue du cours de bourse.

Vous avez été récemment distingués pour vos performances ESG. Quel commentaire cela vous inspire ?

J.M. : La Française de l’Energie a effectivement été classée récemment numéro 1 des entreprises du secteur de l’énergie réalisant moins de 150 millions d’euros de chiffre d’affaires dans le classement Gaïa Index. C’est un motif de fierté. Depuis trois ans que nous participons à ce classement, nous avons progressé sur tous les indicateurs. Gaïa a salué particulièrement cette année la qualité de la relation avec nos fournisseurs ainsi que notre Politique Sociale et Environnementale. En Bourse, cela nous ouvre des portes. Des fonds sensibles à cette thématique s’intéressent à nous. Certains sont même entrés au capital. Nos efforts vont se poursuivre et nous visons de nouvelles qualifications. Nous communiquerons sur le sujet le moment venu.