L’agrégateur : une réponse à la volatilité des ressources dans les ENR - Le Magazine des Affaires

L’agrégateur : une réponse à la volatilité des ressources dans les ENR

Jean-Dominique Bloch, PDGB

Jean-Dominique Bloch, PDGB

Par Jean-Dominique Bloch, Associé Droit public des affaires – Droit de l’environnement, cabinet PDGB

Le déploiement des  projets de production d’énergie renouvelable (ENR) est conditionné par plusieurs facteurs, qu’ils soient techniques, juridiques ou financiers. Si l’encadrement juridique des projets a connu de nombreux aléas, il semble finalement se stabiliser en cette fin d’année, laissant présager après des vents contraires en provenance de Bruxelles, l’assurance d’une sécurité juridique jusqu’ici mise à mal et offrant un cadre rénové pour la « bancabilité » des projets.

Le financement des ENR continue de poser bien des interrogations et de susciter des inquiétudes quant à la permanence et la régularité des ressources, en dépit des subventions auxquelles de nombreuses installations sont éligibles ; en témoigne le nouveau dispositif de réfaction tarifaire récemment mis en place pour le raccordement de certaines installations (arrêtés n°TRER1706923A et n°TRER1708059A du 30 novembre 2017).

Ce nouveau cadre réglementaire vient s’ajouter aux  dispositifs d’aide d’état existants en matière de soutien à la production d’électricité verte qui sont, pour l’essentiel, l’Obligation d’Achat (OA) de l’électricité (loi n°2000-108) et le dispositif récent du complément de rémunération inséré en droit positif par le décret n°2016-682 du 27 mai 2016.

La nouvelle réglementation, afin de favoriser l’intégration des ENR sur le marché impose dorénavant à la plupart des  producteurs d’électricité verte, la vente de leur énergie sur le marché.

Sont ainsi concernées la plupart des  installations de puissance installée supérieures à 500 kW (filières hydraulique et biogaz, totalement pour la filière éolienne et géothermie, articles D. 314-15 et 23 du code de l’énergie). Elle associe à cette vente un complément de rémunération versé par EDF ex-post, qui correspond à la différence entre un tarif de référence et le prix de marché de référence défini pour chaque filière, déduction faite des revenus de vente des garanties de capacité (art. R. 314-33 du code de l’énergie). Il est complété par une prime de gestion, qui a vocation à couvrir les coûts d’intermédiation supportés par le producteur pour valoriser sa production et les coûts d’équilibrage (art. R. 314-41 du code de l’énergie).

Ainsi, le nouveau mécanisme de soutien implique pour le producteur d’assurer la valorisation de sa production et non plus de se contenter de la vendre à des acteurs obligés tels EDF ou les ELD, comme c’est le cas pour les installations éligibles au dispositif de l’OA.

Cela place les producteurs face à de nouvelles obligations dont le respect exige des compétences, notamment en matière de responsabilité d’équilibre et de trading, dont ils ne disposent pas toujours en tant qu’exploitant.

Enfin, depuis l’entrée en vigueur du mécanisme de capacité au 1er janvier 2017 prévu aux articles L. 335-1 et suivants du code de l’énergie, les producteurs doivent effectuer la certification de leur capacité de production auprès du gestionnaire de réseau de transport RTE, attestant de la disponibilité de leurs installations lors des périodes de pointe de consommation pour les valoriser (les acheteurs obligés étant subrogé aux droits des producteurs sous OA).

Cette nouvelle organisation du marché implique des risques pour le producteur : d’une part, celui-ci doit anticiper sa production sous peine de subir des pénalités si des écarts sont constatés ; d’autre part, il multiplie les flux de revenus, (donc les aléas), là où le mécanisme de l’OA fonctionnait avec un flux unique (vente à l’acteur obligé). De là, l’intérêt évident, surtout, mais pas exclusivement, pour les plus petits producteurs, de passer par un agrégateur de production afin de se délester de ces charges.

L’agrégation : un moyen de maîtriser les fluctuations tarifaires

En tant qu’intermédiaire entre les producteurs et le marché, l’agrégateur a pour rôle de valoriser au mieux la production de son portefeuille. Il assume tant l’achat de l’énergie produite que la responsabilité des écarts relevés entre le niveau de production déclaré par le producteur et celui réellement injecté dans son périmètre en tant que Responsable d’équilibre (RE) (art. L. 321-15 du code de l’énergie). Par ailleurs, il peut assurer la certification et la valorisation des garanties de capacité et assumer la responsabilité financière des écarts de l’exploitant en tant que responsable du périmètre de certification équivalent pour les capacités du RE pour l’énergie (art. L. 335-3 du code de l’énergie).

Certains agrégateurs vont jusqu’à assurer le pilotage des installations, la valorisation de l’énergie produite sur le mécanisme d’ajustement (art. L. 321-9 du code de l’énergie), ou encore le reporting au titre du règlement n°1277/2011 dit REMIT.

La profession d’agrégateur, bien qu’existant depuis de nombreuses années, va devenir incontournable dans le secteur des énergies renouvelables. Jusqu’alors, quelques opérateurs se partageaient le marché. On retrouvait des opérateurs verticalement intégrés, qui assuraient cette fonction en interne (notamment EDF ou encore Gaz Electricité de Grenoble). D’autres, avaient pour cœur de métier l’agrégation, tels HYDRONEXT, NovaWatt ou encore Enercoop pour n’en citer que quelques uns.

De nouveaux enjeux contractuels

En contrepartie des services qu’ils fournissent aux producteurs, les agrégateurs se rémunèrent en optimisant leur portefeuille client, en faisant coïncider au mieux temporellement la valorisation de l’énergie produite et les capacités des installations sur le marché de l’énergie. Plus que jamais attentifs à la permanence de l’équilibre financier de leurs projets, les producteurs sont contraints de veiller à un encadrement contractuel de plus en plus fin des relations qu’ils entretiennent avec les agrégateurs.

En témoigne notamment l’initiative de la Fédération Energie Eolienne qui s’est employée à élaborer avec les parties prenantes de la filière, un contrat standard, afin de sécuriser le financement des projets éoliens. Cette filière étant passée totalement sous complément de rémunération, ce contrat standard prévoit la garantie d’une rémunération équivalente au prix de marché de référence mensuel déterminé pour la filière éolienne au sens de l’article R. 314-38 du code de l’énergie (http://fee.asso.fr/actu/premier-contrat-dagregation-standard-fee/).

La garantie d’une rémunération fixe, grâce à l’intervention d’un agrégateur, permet ainsi aux producteurs de ne participer qu’indirectement au marché. En effet, ce n’est qu’incidemment que les producteurs devront se montrer réceptifs aux signaux-prix de ce dernier, des pénalités contractuelles étant prévues dans les hypothèses où l’opérateur ne respecterait pas ses prévisions liées aux indisponibilités ou dans l’hypothèse d’injection en cas de prix SPOT négatifs, alors que l’agrégateur lui aura adressé signal de ne pas produire.

Ainsi, le contrat pour la filière tend à s’aligner sur l’option « prix unique annuel» que proposait déjà la plupart des agrégateurs traditionnels privilégiant ainsi un  maximum de visibilité sur le prix d’achat de l’électricité, dans la durée, pour le producteur.

Un avenir prometteur

Avec la généralisation du dispositif de complément de rémunération, dont les premiers contrats ont été signés fin 2016, et l’arrivée à terme de nombreux contrats d’OA, la vente directe sur le marché a vocation à devenir un pilier central de la chaîne de valeur énergétique.

Nul doute que les différentes fédérations, voire le régulateur, vont très prochainement s’attacher à encadrer les pratiques contractuelles entre producteurs et agrégateurs. Il appartiendra alors de veiller à ce que cet encadrement laisse suffisamment de souplesse à la mise en œuvre de solutions adaptées à des situations de plus en plus diverses, par l’effet de la multiplication sans cesse croissante des producteurs et la constitution  de plus en plus fréquente de productions pluri-sectorielles.

Décembre 2017

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