Téléchargez le Hors Série E&T spécial Eolien, édition 2018Il y a tout juste trois ans apparaissait le complément de rémunération dans la Loi de transition énergétique pour la croissance verte. Ce n'est qu'en 2017 que les premières mises en service de parc sous ce régime ont été recensées. Le marché français de l'agrégation pour les parcs de production d'électricité à partir d'énergies renouvelables en est donc encore à ses balbutiements. Nous vous proposons de faire ici un bref tour d'horizon en vue de dégager les premières tendances. Comme tout marché précurseur, le marché français de l'agrégation traverse une phase de décollage. Cette phase se caractérise par la présence d'un nombre très élevé d'acteurs par rapport à la taille actuelle du marché : ceux-ci présentent des profils variés et tentent de se faire une place au soleil. Chacun fourbit ses armes en attendant la consolidation du secteur qui semble inéluctable.
Une différenciation des offres par les prix
On observe aujourd'hui trois catégories d'acteurs qui se positionnent avec une offre d'agrégation en premier desquels les acteurs historiques français de l'énergie à savoir EDF avec Agregio, Engie avec sa division Global Energy Management, CNR, ou Total et son entité spécialisée BHC Energy. Cette offre est complétée par des leaders de l'énergie à l'étranger, pour la plupart, issus de pays où l'intégration des énergies renouvelables au marché de l'électricité s'est faite plus tôt qu'en France : on parle des Statkraft, Solvay Energie Services, Uniper, Axpo, ou Alpiq. Enfin, quelques acteurs spécialisés, souvent des startups ou des PME, français comme étrangers, tels Hydronext, Centrales Next, E6, BCM Energy ou Sun'R Smart Energy tentent de tirer leur épingle du jeu.
Les offres sont quasiment indifférenciées sur leur contenu : l'essentiel des parcs ayant recours à l'agrégation sont sous complément de rémunération. Les producteurs cherchent majoritairement des offres avec une garantie du M0 faisant le miroir du contrat de complément de rémunération. Les agrégateurs sont en mesure de proposer des contrats de durées très variées mais les contraintes des financeurs entraînent la signature de contrats sur plusieurs années (entre 3 et 5). La différenciation se fait ainsi presque uniquement sur le prix.
Quel impact sur le financement aujourd'hui ?
L'impact de l'apparition des agrégateurs ne s'est pas réellement fait ressentir sur les conditions de financement que peuvent obtenir les porteurs de projet auprès des banques. Par construction, le mécanisme du complément de rémunération a été pensé pour ne pas créer de rupture avec celui de l'obligation d'achat en termes d'analyse de risques. Le risque de marché est absorbé par l'Etat, et le producteur est compensé du coût de l'agrégation par la prime de gestion, versée au producteur (sauf projets lauréats d'appels d'offres solaires). L'impact sur le financement est quasiment nul aujourd'hui. Cette conclusion sera vraisemblablement différente dans quelques années lorsque l'intégration au marché de l'électricité sera totalement libéralisée sans soutien de l'Etat.
Les niveaux de prix sont bas
Le marché de l'agrégation est aujourd'hui très concurrentiel. Les prix sont extrêmement bas, en tout cas si l'on s'en réfère aux quelques points de comparaison que l'on peut trouver. Les prix en France sont généralement autour de 1 €/MWh, pouvant descendre jusqu'à environ 0,5 €/MWh ; un prix de 1,5 €/MWh est considéré comme élevé dans le contexte actuel.
Ces niveaux sont bien en-deçà de celui de la prime de gestion (2,8 €/MWh), versée aux producteurs dans le cadre du contrat de complément de rémunération qui est censé les indemniser pour le coût de l'agrégation et leur donner un incentive à basculer certains parcs à la fin de leur contrat d'obligation d'achat. Pour rappel, cette prime est cependant fixée pour la durée entière du contrat et doit donc prendre en compte une éventuelle remontée future des prix. Outre-Rhin, les prix constatés sont généralement entre 1 € et 2 €/MWh. La prime de gestion allemande (uniquement en vigueur pour les centrales solaires de petite taille), initialement à 12 €/MWh avant 2014 puis à 7 €/MWh en 2015, est fixée à 4 €/MWh depuis 2016 (désormais uniquement applicable pour les centrales photovoltaïques d'une puissance inférieure à 100 kWc). Le coût de l'agrégation et la prime de gestion sont donc sensiblement plus élevés sur ce marché pourtant plus mûr que le marché français (apparition d'un mécanisme similaire en 2012).
Les prix ne semblent pas toujours corrélés aux caractéristiques des actifs sous-jacents
Par ailleurs, les niveaux de prix actuels sont parfois surprenants dans la mesure où ils ne sont pas forcément corrélés aux écarts attendus entre la production réelle et la production espérée des actifs sous-jacents. Alors que différents actifs devraient se voir proposer des prix différents en fonction de leur profil de production (selon leur positionnement et dispersion géographique et/ou selon la technologie), ce n'est pas systématiquement le cas en pratique. Cela remet donc en question les prix proposés, qui devraient être, en toute logique, dépendants des écarts attendus et donc de la nature des actifs et de leur compatibilité avec l'agrégateur : sa capacité de prédiction (climatique, technologique, mais également des marchés) et les caractéristiques de son parc déjà sous gestion. De fait, les niveaux de prix sont relativement artificiels et ne reflètent pas, à nos yeux, un marché pleinement efficient.
Bientôt une remontée des prix et une différenciation des offres
Les niveaux de prix actuels ne devraient pas perdurer éternellement. Ils ne sont pas viables pour la pérennité de la filière. L'intérêt stratégique pour ce marché pousse les acteurs à des pratiques commerciales agressives à court terme qui devraient s'estomper une fois les positions acquises. Nous anticipons donc plutôt une remontée des prix ainsi qu'une plus grande différenciation des offres.
Faillites et consolidation
Cette guerre commerciale va faire des dégâts. Certains petits acteurs ne pourront pas survivre. D'autres se feront racheter. Et finalement au bout de la chaîne, les acteurs les plus importants se consolideront entre eux, et ce, au niveau européen. Tel a déjà été le cas du Français Hydronext racheté par le groupe énergétique suisse BKW fin 2017.
Damien Ricordeau, président fondateur de Finergreen et Arthur Omont, chargé d'affaires Finergreen
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