Article publié le 12/06/2023 dans la lettre mensuelle des acheteurs européens d’électricité et de gaz Europ’Energies.
Le décryptage de Xavier Bottou, responsable Marketing et Partenariats, et Alexis Bouanani, directeur de Volterres.
L’avenir de la fourniture d’électricité semble tendre vers la cohabitation de plusieurs modèles d’approvisionnement, le consommateur « imbriquant » des produits variés en termes de durées, visibilité, profils, niveaux de risque. À la manière d’un portefeuille financier diversifié, l’acheteur d’énergie négociera autoconsommation, Corporate PPA, Utility PPA, etc., en plus de son contrat de fourniture. Ce dernier deviendra alors un « contrat de complément de fourniture » où le fournisseur retenu assurera l’approvisionnement complémentaire nécessaire à une alimentation électrique continue de son client.
Les CPPA « Pay-as-produced »
En France, le Corporate PPA (ou « contrat d’achat direct d’électricité », en français) le plus répandu jusqu’à présent (et celui auquel nous allons nous attacher dans cet article) est le modèle « physique » et « Pay-as-Produced » aux termes duquel le consommateur s’engage, auprès du producteur, à acheter l’intégralité des volumes produits à l’instant où ils sont produits (au pas 10 minutes). Concrètement, les flux de production sont « déposés » sur le périmètre d’équilibre du fournisseur du complément. Il incombe à ce dernier — en tant que responsable d’équilibre (RE) — d’assurer la cohérence en temps réel entre les volumes des sites d’injection concernés par l’opération (centrales) et de soutirage (consommateurs) vis-à-vis du réseau de transport public d’électricité (RTE).
Faire de son fournisseur un allié
Le CPPA ajoute une incertitude pour le fournisseur chargé d’assurer la fourniture de complément. Il devra en effet anticiper l’intégration de ces moyens de production dans l’approvisionnement de son client lorsqu’il se couvre sur les marchés et gérer les aléas liés à l’intermittence de la production. Ici, l’information est clé pour que le fournisseur puisse cadrer les risques associés. Ainsi, il sera toujours plus complexe pour un fournisseur d’accepter des volumes PPA en cours de contrat, sur une période où les volumes prévisionnels de son client sont déjà sécurisés sur le marché ou auprès de producteurs. Un fournisseur peut s’opposer à l’injection de la production renouvelable dans son RE si le contrat de fourniture ne le prévoit pas. Il est donc fortement recommandé de notifier le projet de CPPA, avec notamment le volume de production de référence, la technologie, la localisation et la date de mise en service prévisionnelle, dès la consultation pour un futur contrat de fourniture, afin que le fournisseur en tienne compte dans son offre et ne puisse s’y opposer par la suite. À noter que les contrats de fourniture étant renégociés tous les deux ou trois ans, les volumes liés au CPPA peuvent changer de périmètre d’équilibre au rythme de ces évolutions. Nous sommes persuadés qu’en étant informé à l’avance, le fournisseur doit agir comme un allié vis-à-vis de son client. En effet, son métier est de quantifier les incertitudes et il a un rôle crucial d’« ensemblier » à tenir. C’est son quotidien de gérer des « blocs » (« baseload », « peakload », « quarter », « monthly », etc.) ; le PPA n’est qu’un produit supplémentaire dont il doit tenir compte pour son équilibrage et sa gestion des risques ! Il participe ainsi à favoriser le développement des PPA ENR.
Y a-t-il un surcoût associé au CPPA dans la fourniture de complément ?
Précisons tout d’abord que la contractualisation d’un CPPA est sans incidence sur les droits arenh du client, calculés sur le profil de consommation total en soutirage du réseau public. Pour la suite, nous raisonnerons indépendamment de l’arenh : comme si le CPPA venait s’insérer dans un approvisionnement initialement « 100 % marché », avec un bénéfice arenh qui se déduit du prix marché. Les potentiels « surcoûts » associés à l’intégration du CPPA dans la fourniture du client (ou « sleeving ») sont en général inclus de manière implicite dans l’offre du fournisseur de complément, au même titre que les autres « markup » de risque liés à la fourniture et dépendant de la méthodologie de chaque fournisseur. On identifie trois effets impliquant des surcoûts potentiels, par ordre d’importance.
Effet Profil
L’injection d’un CPPA « as Produced » dans le périmètre d’équilibre du fournisseur du complément de fourniture modifie le profil horo-saisonnier du site et donc naturellement le prix unitaire associé à celui-ci. Selon que le CPPA retire des heures « plus chères » ou « moins chères » au profil de consommation horaire du client, le prix unitaire moyen du complément de fourniture sera tiré vers le haut ou vers le bas. À titre d’illustration, un CPPA associé à un parc éolien produisant plus en hiver qu’en été aura tendance à retirer du profil de fourniture plus d’heures d’hiver que d’heures d’été, ce qui aura tendance à faire diminuer le coût unitaire du complément de fourniture. Pour un CPPA associé à un parc PV, la conclusion est moins immédiate, car les heures de production sont des heures de la journée (« peak »), mais plutôt en été qu’en hiver. La compétitivité relative du profil de production solaire dépendra donc des ratios des prix de marché entre été et hiver et entre « peak » et « offpeak ».
Risque Volume
Plus la prévision de production est certaine, plus les risques de couverture et le surcoût associé seront faibles. En général, la production PV saisonnière est plus régulière que la production d’origine hydraulique par exemple, comme la sécheresse de 2022 l’a rappelé. Ainsi, toutes les technologies ne se valent pas de ce point de vue.
Risque d’Écart
La gestion des écarts de la production ENR par le fournisseur-RE — à la maille horaire, la veille pour le lendemain —, comme pour la consommation du client, entraînera toujours un léger
surcoût. Il faut cependant relativiser ce surcoût : ces frais, ramenés au budget global, sont dérisoires en regard des autres surcoûts et gains potentiels liés à la déformation du profil horo-saisonnier de marché, au risque volume et à la différence de prix entre le complément et le CPPA. Enfin, les autres points à considérer pour ne pas créer de risques supplémentaires — et donc des surcoûts — pour le responsable d’équilibre sont la gestion des heures à prix spot négatif, ainsi que le volume relatif du CPPA dans la consommation du client. Pour minimiser les risques associés à la revente par le RE les volumes de production ENR en excédent à certaines heures par rapport à la consommation du client, il est généralement recommandé pour un PPA « Pay-as Produced » de ne pas excéder un plafond compris entre 20 à 50 % de la consommation annuelle du client, en fonction de son profil de consommation et de la technologie de production ENR.
Pour résumer
On ne peut conclure à l’existence d’un surcoût lié à l’intégration du CPPA qu’après une étude sérieuse, tenant compte du profil horo-saisonnier de la production ENR et de son degré de prévisibilité, comme pour tout « pricing » qu’un fournisseur est amené à calculer lorsqu’il émet une offre « sur mesure » pour un grand client. Il faut cependant relativiser l’importance de ces surcoûts éventuels d’intégration d’un CPPA dans la fourniture d’un consommateur par rapport aux gains immédiats qu’il lui procure. À titre illustratif : un surcoût de 10 €/MWh de Profil et de Volume sur un CPPA couvrant 30 % du volume de consommation du client ne représenterait que 3 €/MWh sur la consommation totale de ce dernier, soit beaucoup moins que le gain résultant de la différence de prix unitaire entre le CPPA et la fourniture à prix de marché (comme le montre le graphique).
Merci Europ’Energie pour l’autorisation de reproduction. Accéder à l’article original.