Responsable grands comptes chez Centrales Next
Actu-environnement : L'Union européenne a modifié les règles d'attribution des aides d'Etat en matière d'énergies renouvelables. Quelles sont les modalités du nouveau dispositif ?
Laurent Froissart : Dans le nouveau modèle de rémunération des énergies renouvelables, les revenus passent en partie par le marché de la bourse de l'électricité. Et comme ces revenus ne sont pas suffisants aujourd'hui pour continuer à assurer la rentabilité des ENR, l'Etat va mettre en place un complément de rémunération qui s'ajoutera aux ventes de la bourse. Les installations qui arrivent en fin de contrat d'achat pourront, sous conditions précises, y prétendre – les modalités exactes restent à voter.
Ce complément de rémunération se compose d'une prime à l'énergie calculée par l'Etat et d'une prime de gestion pour couvrir les frais de vente sur le marché, les frais administratifs, etc. Certaines installations existantes, déjà en service et qui ont un tarif d'achat actuellement, vont pouvoir tester la vente sur le marché durant la fin de leur contrat.
Par ailleurs, la plupart des filières technologiquement matures seront éligibles au complément de rémunération selon un système d'appel d'offres. Cela concernera les nouvelles installations, à partir d'une certaine puissance. Les volumes seront alloués par filières.
Tout va dépendre de la teneur des textes réglementaires de ce nouveau dispositif qui permettra de gagner plus que le tarif d'achat actuel.
AE : Comment est-ce possible ?
LF : Les revenus de la bourse seront variables d'un mois sur l'autre. La prime à l'énergie variera également en fonction, de manière à ce que la somme des deux soit toujours la même. Pour le calcul de la prime à l'énergie, l'Etat va prendre en compte une moyenne de vente baptisée M0 calculée pour chaque filière d'EnR.
Mais chaque centrale aura sa propre moyenne de vente. Elle pourra produire moins que la moyenne calculée par l'Etat ou plus. Si une centrale a une moyenne de ses prix boursier inférieure à M0, elle gagnera moins que son tarif d'achat actuel.
AE : Pour les producteurs d'ENR, la vente sur le marché de l'énergie est un métier inconnu. Ils vont devoir faire appel à des agrégateurs tel que vous. En quoi consiste votre métier ?
LF : Un producteur d'énergie n'a pas forcément le temps d'aller faire du training trading de l'énergie tous les jours, toutes les heures, pour vendre au mieux. D'où l'utilité d'un agrégateur qui agrège plusieurs centrales dans son portefeuille et vend des volumes de production sur le marché. L'agrégateur mutualise les moyens pour l'accès au marché. Il fait de la vente pour compte de tiers et, souvent, ne possède aucune centrale.
Le choix de l'agrégateur est donc important. S'il garantit de vendre l'équivalent de la moyenne de l'Etat M0, le producteur touchera l'équivalent de son tarif d'achat.
De la même manière, pour les installations existantes, il faudra choisir un agrégateur qui garantit une bonne valorisation des certificats de capacité.
AE : Comment le dispositif d'aide s'imbrique avec le mécanisme de capacité ?
LF : Afin de mieux gérer les pointes de consommation en hiver, RTE a mis en place le principe des certificats de capacité : chaque centrale de production d'énergie a l'obligation légale de certifier son niveau de capacité de production pendant les pointes hivernales, à savoir 10h par jour pour 10 à 25 jours par an. Les fournisseurs d'énergie se sont engagés sur leur niveau de capacités certifiées. Ils doivent avoir autant de certificats voire un montant supérieur à la consommation de pointe de leurs clients. Ces certificats vont pouvoir être échangés sur un marché.
Ce marché est en cours de construction. La bourse n'a pas encore ouvert de cession de vente. Cela doit commencer en 2016.
AE : Quel rôle joue l'agrégateur dans ce marché de capacité ?
LF : Il certifie les producteurs d'énergie selon les règles édictées par RTE et détient ces certificats. Il pourra les vendre aux fournisseurs pour le compte de ses clients. De la même manière que pour n'importe quel marché, il existe un prix de référence des capacités. L'agrégateur doit garantir la vente au prix de référence pour assurer son tarif d'achat au producteur, dans le cadre du complément de rémunération pour les installations existantes.
Pour l'instant, aucun acteur n'a de visibilité sur le marché de capacité. C'est un nouveau marché pour lequel on ne connait pas encore les besoins des fournisseurs en certificats de capacité. Cela dépendra des conditions météorologiques. Plus l'hiver sera froid, plus les besoins en certificats seront élevés. Les producteurs français pourraient commencer à se lancer sur ce marché en 2016.
Au final, d'ici quelques mois, un producteur d'ENR aura quatre voies de rémunération : la bourse de l'énergie, les revenus de capacité, la prime à l'énergie et la prime de gestion. L'agrégateur est là pour lui garantir de bénéficier au mieux de ces quatre voies.
AE : Les ENR allemandes sont déjà passées en mode "marché". Quel retour d'expériences peut-on en retirer ?
LF : En Allemagne, les producteurs d'ENR ont tous été conquis par le système. Ils ont tous franchi le pas car ils ont, pour la plupart, gagné plus d'argent. Ils ont eu la possibilité de tester le complément de rémunération. Cette option devrait également exister en France.
C'est aussi un moyen de tester les agrégateurs car les prestations et les contrats peuvent être bien différents. Un producteur peut changer d'agrégateur autant de fois qu'il le souhaite comme une prestation téléphonique par exemple. Les contrats peuvent être courts (6 mois) ou plus longs (20 ans). Les garanties sont variables de même que les clauses.
Aujourd'hui en Allemagne, il existe 50 agrégateurs. En France, nous sommes une dizaine. Certains sont des acteurs historiques qui vendent déjà la production de leurs centrales et sont en train de se diversifier. D'autres sont des acteurs coopératifs qui font de l'achat-revente en direct. Tous sont suspendus aux textes réglementaires attendus, le décret et les arrêtés de filière.
