Le vrai casse-tête de la commercialisation des énergies renouvelables

Promulgué en 2011, le premier dispositif connu sous le nom d'obligation d'achat garantit au producteur un tarif de rachat pour tout électron injecté et lui assure que l'intégralité de sa production sera absorbée par le système électrique. Ce dernier n'a donc aucune exposition à la volatilité des marchés.

En 2015, un nouveau mécanisme a été mis en place dans le cadre de la Loi relative à la Transition énergétique pour la Croissance verte. Il vise à confronter les producteurs d'électricité verte aux enjeux de flexibilité du système électrique. Elle contraint les producteurs à commercialiser directement leur énergie sur les marchés et leur offre une prime additionnelle venant compenser l'écart entre les revenus tirés de cette vente et un niveau de rémunération de référence.

Des profils de production similaires

Compte tenu de la compétitivité croissante des énergies renouvelables et de la maturité des technologies, les directives européennes encouragent à la disparition progressive des mécanismes de soutien financier. Les développeurs devront définir une nouvelle stratégie pour monétiser leur production. Outre les aspects opérationnels inhérents aux activités de trading, la commercialisation sur les marchés représente un défi pour les producteurs solaires et éoliens confrontés à un effet de cannibalisation.

Dans une même zone géographique, les centrales renouvelables bénéficient des mêmes conditions d'ensoleillement et de vent. Possédant des profils de production similaires, chaque nouvelle unité installée, solaire ou éolienne, va gonfler l'offre d'électricité sur les mêmes heures que le reste de la filière. Cela entraîne mécaniquement une dépréciation des prix sur ces créneaux horaires. Ainsi, plus les capacités de production renouvelable vont se développer, plus leurs revenus potentiels sur les marchés vont baisser.

Les risques liés aux effets de cannibalisation et le manque de solution de couverture sur le long terme vont contraindre les développeurs à se tourner vers de nouveaux mécanismes de commercialisation.

Des CPPA pour fixer les prix

Les "Corporate Power Purchase Agreement" (CPPA), contrat d'achat direct entre un producteur d'énergie renouvelable et un client garantissant un prix fixé sur toute la durée de vie d'une centrale, semble une option à explorer : ils offrent la visibilité nécessaire aux développeurs réduisant les risques sur le projet et garantissant un financement bon marché. Ainsi, en 2019, le groupe Boulanger et la SNCF ont été les premiers acteurs sur le sol français à signer des CPPA avec le développeur de projet Voltalia. Cette tendance de fond est globale et ce sont près de 19,5 GW de projets renouvelables qui ont été signés de cette manière en 2019, contre seulement 13,5 en 2018 et 6 en 2017.

Principalement conçus pour répondre aux besoins opérationnels du système électrique, les marchés de l'électricité n'apportent pas de solutions aux enjeux financiers liés au développement des énergies renouvelables. Les producteurs vont ainsi se tourner vers de nouveaux mécanismes de commercialisation, à ce titre, les CPPA semblent destinés à un succès croissant.