Téléchargez le Hors Série E&T spécial Eolien, édition 2017La transposition des lignes directrices de la Commission européenne de juillet 2014 a ouvert la voie à la vente de l'électricité de l'éolien terrestre sur le marché électrique dans le cadre du complément de rémunération. Ce nouveau régime oblige les nouvelles installations à vendre leur production sur le marché à un prix non réglementé, auquel s'ajoute le paiement au producteur d'un complément de rémunération représentant la différence entre le prix de marché et un prix garanti. C'est dans ce contexte que se développent en France les agrégateurs, acteurs en charge d'acheter l'électricité aux producteurs pour la revendre.
La revente de l'électricité par les agrégateurs s'effectue soit de gré à gré, à des consommateurs, soit sur le marché de gros. La France connaît différents types d'agrégateurs : de grands énergéticiens français (EDF, Engie, Compagnie nationale du Rhône (CNR)…), des filiales d'acteurs déjà actifs à l'étranger sur le marché de l'agrégation (le Norvégien Statkraft, le Suisse Axpo, les Allemands Trianel, Next Kraftwerke, Uniper…), ou encore de nouveaux acteurs français de l'agrégation, qu'ils s'y consacrent exclusivement ou soient des producteurs ou fabricants diversifiant leur activité (Hydronext, Sun'R, Enercoop, E6, Windprospect, Enercon, Valorem…).
Premier modèle de contrat d'agrégation
Le métier de l'agrégation n'est pas nouveau. La plupart de ces acteurs sont déjà présents sur le marché français depuis l'ouverture du marché électrique qui a bénéficié de la baisse du prix en dessous de l'Arenh (Accès régulé à l'électricité nucléaire historique). La nouveauté pour la France concerne l'achat de l'électricité produite par les producteurs ENR. Ce marché s'est développé depuis plusieurs années dans la plupart des pays européens ayant déjà transposé les lignes directrices (Allemagne, Angleterre, Espagne…). FEE a souhaité faciliter l'intégration de ses membres au marché électrique de la production en réunissant un groupe de travail avec pour mission d'élaborer un modèle de contrat d'agrégation destiné à devenir le standard de place, équilibré pour les parties et mis à disposition de tous les acteurs.
Dans le cadre des travaux de la Commission Economie de FEE, présidée par Dominique Darne (Eurowatt) et en collaboration Anne Lapierre, membre du Conseil d'Administration de FEE, producteurs, agrégateurs et prêteurs du secteur ont travaillé ensemble à la rédaction d'un contrat d'agrégation standard. Dans un premier temps, les membres du groupe de travail ont tiré les leçons de l'expérience des pays voisins et procédé à une analyse comparative de plusieurs contrats d'agrégation. En effet, il ressort de l'analyse des pratiques de commercialisation dans différents Etats voisins que la vente sur le marché électrique s'est développée en Europe sans démarche de place. Il en résulte une multiplicité de modèles de contrats d'agrégation sur le marché, chaque agrégateur proposant plusieurs contrats, selon le producteur et les prêteurs finançant le projet.
Cet éclatement entraîne deux conséquences négatives importantes pour le marché. La première est de limiter la liquidité du marché, dans lequel la mise en concurrence des différents acteurs et le changement d'agrégateur est rendu plus difficile pour les producteurs. La seconde est l'importance des coûts d'audit et de négociation pour chaque projet, avec un impact sur le coût du financement associé qui pourra se répéter lors du renouvellement du contrat d'agrégation lorsque celui-ci est d'une durée plus courte que celle du financement. Aussi, la nécessité de proposer un contrat de place est apparue essentielle.
Un contrat d'agrégation de trois à cinq ans
Le contrat d'agrégation élaboré sous l'égide de FEE a pour objet l'achat par l'agrégateur de l'électricité livrée par le producteur au point de livraison. Il offre en outre la possibilité aux parties de prévoir des services supplémentaires comme la vente de garanties de capacité, l'équilibrage, les services de prévision, les obligations d'enregistrement et de reporting en application du règlement européen REMIT et, le moment venu, la commercialisation des services rendus au réseau.
Parmi les aspects essentiels du contrat d'agrégation standard, le premier concerne la durée du contrat et plus particulièrement le choix d'un contrat moyen terme (3-5 ans) ou long terme (15, voire 20 ans). Une première vision favorisait un contrat long terme, dont la durée serait alignée sur celle du contrat de complément de rémunération – 15 voire 20 ans – avec des possibilités de sortie et de renégociation plus larges des clauses de prix et des équilibres contractuels. Le modèle proposé par la FEE retient une durée moyen-terme - entre 3 et 5 ans – comprenant des clauses de renégociation et de sortie limitées. Ces clauses se limitent aux cas de force majeure et de changement de loi ou d'organisation du marché. De nombreux éléments rendent en effet difficile la conclusion d'un contrat d'agrégation long terme, parmi lesquels la fluctuation des coûts supportés par l'agrégateur, notamment d'équilibrage, et la difficulté pour lui de prévoir dans la durée une juste rémunération en raison de la fluctuation du prix de référence M0 de la filière qui sera amené à évoluer en fonction de facteurs exogènes comme la part d'ENR dans le mix énergétique, l'évolution technique des nouvelles machines ou encore l'arrivée sur le marché électrique des projets dont le contrat d'obligation d'achat arrive à son terme.
Quid de la garantie ?
La qualité de la contrepartie constitue un élément important du contrat d'agrégation standard. En effet, le passage du régime d'obligation d'achat au complément de rémunération entraîne pour les producteurs et prêteurs la substitution d'agrégateurs soumis aux aléas du marché à un acheteur obligé public (EDF). Il en résulte un risque d'insolvabilité plus important que sous le régime de l'obligation d'achat. Le contrat d'agrégation standard adresse ce risque d'insolvabilité en offrant aux parties le choix de trois niveaux de garantie : une garantie bancaire autonome, une garantie maison-mère ou une obligation pour l'acheteur de se maintenir au-dessus d'une certaine notation. Le choix du type et du montant de la garantie est laissé à la libre négociation des parties selon la solidité financière offerte par l'agrégateur et sa perception par les prêteurs.
Cet effort de standardisation, en plus de permettre une réduction des coûts pour les parties prenantes, contribuerait s'il est suivi à la diminution du prix de l'électricité issue de la filière éolienne et au renforcement de la compétitivité de la filière éolienne. Plus généralement, on ne peut que souhaiter le développement de tels outils d'attractivité par toutes les filières ENR.
Anne Lapierre, Avocate associée - Norton Rose Fulbright et Océane Vassard, Avocate - Norton Rose Fulbright
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