Rappel de la mécanique de l’obligation d’achat

La valorisation de l’électricité injecté par des panneaux photovoltaïques reposent majoritairement sur un mécanisme d’aide de l’état que l’on appelle l’obligation d’achat.

Ce mécanisme permet de rémunérer la production totale à un prix fixe sur 20 ans exprimé en €/MWh au travers de « EDF OA », acheteur obligé qui va rémunérer la centrale à ce prix sur toute la durée.

Cette aide est ouverte aux installations en toiture, ombrière dont la puissance installée est inférieure à 500kWc et pour lesquelles il n’y a pas eu de subvention. Cela sans limitation de volume, on parle alors de « guichet ouvert ».

Elle est particulièrement confortable en apportant visibilité et assurance pour monter des modèles d’affaires confortables auprès de l’écosystème du photovoltaïque (Producteur, Banque, Bailleur, etc.).

Cependant l’obligation d’achat va se restreindre à moins grand volume de centrale avec un montant de rémunération qui ne cesse de baisser à tel point qu’il met à mal le modèle d’affaire de certaines nouvelles centrales (Ombrières notamment). Dans cette perspective, les producteurs d’électricité photovoltaïque vont devoir exposer leurs nouveaux projets au marché de l’électricité – comme les centrales PV dont la puissance installée est supérieure à 500kWc.

Valorisation de la production PV sur les marchés de l’électricité

Les acheteurs de surplus

Sans acheteur obligé, le producteur doit donc trouver preneur pour acheter les volumes d’électricité qu’il injecte sur le réseau.

Il va alors se tourner vers les acheteurs de surplus traditionnels que l’on appelle également agrégateurs ou responsables d’équilibre.

Leur métier consiste à aller vendre sur les marchés de l’électricité la production des centrales dont ils sont acheteurs de surplus. Ils vont ensuite reverser au producteur le montant de la vente effectuée en prélevant une commission de gestion (« Management Fee »).

Dans le détail, les acheteurs de surplus vont vendre chaque jour au prix Spot en day-ahead (un jour à l’avance) la production électrique prévue du lendemain. Cela implique de recouper le profil de production de la centrale avec des prévisions météorologiques pour positionner le bon volume à vendre sur les marchés. Ceux qui achètent cette électricité sur les marchés peuvent être des fournisseurs (qui vont ajuster les volumes dont ils ont besoin du jour au lendemain pour leur portefeuille de consommateur), des courtiers financiers (qui font des opérations purement financières), voire certaines entreprises qui bénéficient d’accès direct au marché pour acheter leur électricité.

Le M0 solaire

Il existe un indicateur qui permet de relever le montant du prix spot moyen pondéré sur le volume injecté par type de productible – solaire par exemple – pour chaque mois, cela s’appelle le M0 solaire et donne une idée du montant auquel est valorisé une production solaire en €/MWh en moyenne en France chaque mois. Les producteurs PV peuvent ainsi estimer leur revenu en se basant sur ce M0 (en y retirant les frais de gestion de l’acheteur de surplus).

Le prix de règlement des écarts

Comme la météo n’est pas parfaitement prévisible, il y a toujours des écarts entre ce que l’acheteur de surplus a prévu de vendre le lendemain et le volume réel qui est injecté sur les réseaux.

Ces imprévisions sont aussi appelées

• Ecarts positifs (PRE+) si on injecte plus de volume que prévu au marché SPOT – lorsqu’il y a plus de soleil que prévu par exemple
• Ecarts négatifs (PRE-) si on injecte moins de volume que prévu au marché SPOT – le cas inverse

Ces écarts sont relevés par RTE qui applique un mécanisme de compensation financière appelé le prix du règlement des écarts pour aller soit pénaliser, soit récompenser l’agrégateur sur ces imprévisions qui peuvent être bienvenues pour équilibrer/sauver le réseau d’une sous-charge, ou mal venues car elles viennent surcharger le réseau.

Ce qu’il faut retenir, c’est que plus la prévision est bonne, plus le modèle économique de vente au marché maitrise ces risques. Les agrégateurs maitrisent bien les prévisions météorologiques à J-1, notamment sur le solaire, pour gérer ces risques; les périodes les moins évidentes restent en inter-saison ou la météo est plus aléatoire.

ACC et marché de l’électricité sont-ils compatibles ?

Oui ! On rentre alors dans une chaîne de valorisation avec 2 maillons dépendants :

• le premier qui vient valoriser la production en la vendant aux consommateurs environnants à un prix plus intéressant que celui sur les marchés (supérieur au M0)
• le second qui va aux marchés de l’électricité par un acheteur de surplus

Ce qui change, c’est surtout les méthodes de prévision pour l’acheteur de surplus car on vient rajouter une prévision de consommation locale à la prévision météorologique, ce qui augmente le risque d’écart.

Cependant, il existe des solutions pour l’atténuer fortement et l’enjeu est aussi pour la PMO de maitriser la prévision de ce qui sera alloué en ACC et de ce qui sera alloué au marché Spot. Animergy, en tant que mandataire de PMO, est capable de vous conseiller sur la meilleure stratégie à adopter et de gérer la répartition dynamique de l’électricité pour chaque producteur tout en assurant un confort à l’agrégateur qui lui permet d’aller rémunérer au M0 la centrale.

La mécanique du complément de rémunération en AO CRE

La rémunération d’une centrale PV au spot sur les marchés, représentée par le M0 solaire n’est en réalité pas très importante (inférieur à 40€/MWh en moyenne sur l’année 2024). Le recours au marché pour un producteur fait souvent l’objet d’un soutien de l’état pour obtenir une rémunération plus confortable.

L’Etat a mis en place une aide sous forme de complément de rémunération en guichet fermé qui sont accessible via les appels d’offre de la CRE.

Cette mécanique n’est pas ouverte à tout le monde mais seulement aux lauréats d’appels d’offre publiés par la CRE qui limite le volume en puissance installée pour chaque appel d’offres, on parle alors de guichet fermé.

Le complément de rémunération (« CR ») permet de venir compléter le revenu du M0 du producteur pour atteindre un prix fixe (le tarif « T »), déterminé dans la réponse à l’appel d’offre.

Par exemple si le M0 solaire du mois de Juin est à 45€/MWh mais que le tarif T est à 95€/MWh, alors le producteur reçoit un complément de rémunération à hauteur de 50€/MWh injecté. Le calcul est le suivant : CR = T-M0 Le producteur est donc rémunéré à hauteur de T sur sa production, cependant il est possible de gagner davantage en ayant recours à l’ACC.

Est-ce que l’ACC est intéressante avec un AO CRE ?

Oui ! Car aujourd’hui le complément de rémunération s’ajoute à l’ensemble de la chaîne de rémunération première, y compris ce qui est en ACC. Cela pourra évoluer différemment à l’avenir mais pour l’heure, les lauréats d’AO CRE dispose d’une mécanique très avantageuse.

Voyons le calcul ensemble,

Si le prix de vente en ACC est à 105€ en moyenne et que le taux d’autoconsommation collective est à 60%

Si le M0 du mois est à 45€ et si le tarif T est à 95€ alors le CR est à 50€

La rémunération totale est donc en €/MWh est de : (60% x 105€/MWh) + (40% x 45€/MWh)  + 100% x 50€ soit = 131€/MWh.

Le revenu marginal sur ce mois représente 38% du revenu initial, de quoi améliorer considérablement le temps de retour d’un projet PV.

Quid des situations où le complément de rémunération est négatif ? Quel impact sur l’ACC ?

Le complément de rémunération peut parfois être négatif, c’est le cas lorsque le M0 est supérieur au tarif T.

Sur l’exemple précédent, lorsque le M0 dépasse 95€, le producteur doit alors rembourser la différence avec le tarif T. Si le M0 est 100€ alors le remboursement est de 5€/MWh.

Il n’y a pas intérêt à couper l’ACC tant que son prix est supérieur (à 105€ sur l’exemple précédent) car même avec ce remboursement, le producteur retombera sur un prix moyen supérieur au tarif T.

Par contre, si le prix M0 dépasse le prix de l’ACC, là le producteur a intérêt à couper les flux en autoconsommation collective.

Sur l’exemple précédent, si le M0 est à 115€, il fait l’objet d’un complément de rémunération négatif de 20€/MWh tout en dépassant le prix moyen de l’ACC.

Si on applique ce -20€/MWh au 105€/MWh en ACC alors le revenu sur la part ACC tombe à 85€/MWh.

Le producteur a donc tout intérêt à basculer 100% de sa consommation auprès de son acheteur de surplus pour retomber sur son tarif T (115-20 = 95€/MWh).

Est-ce que le dépassement du M0 sur l’ACC est courant ? Que faire concrètement sur l’ACC lorsqu’il intervient ?

Cela n’est pas courant et peut intervenir de façon

• Conjoncturelle, sur des mois d’Hiver de forte consommation (température basse) et où la production nationale peine à suivre (peu de soleil, peu de vent, peu de pluie)
• Structurelle, s’il y a une envolée des prix pour des raisons techniques (mise en maintenance du parc nucléaire) ou géopolitiques par exemple

Par ailleurs, le M0 est connu en fin de mois et peut être prévisible à partir d’un certain nombre de jour écoulé dans le mois. Par conséquent les risques associées se mesurent au fil de l’eau et cela repose sur une expertise des prix de marché SPOT et sur une maitrise des clés de répartition en ACC. Pour les atténuer, il est important d’avoir une PMO ou un mandataire de PMO qui travaille main dans la main avec l’agrégateur pour réduire simplement le risque de perte.

Quid des prix négatifs sur le marché SPOT avec le complément de rémunération ?

Lorsqu'il y a plus de production prévue que de consommation prévue sur les marchés , le prix SPOT passent en dessous de 0€/MWh. Dans un tel cas, on peut imaginer que le complément de rémunération suit pour garantir le tarif T au producteur mais il est - à date - uniquement réservé aux 15 premières heures négatives. Au-delà il s'annule.

La CRE a par ailleurs mis en place une mécanique d'incitation financière à couper l'injection de la production de la centrale en rémunérant le producteur à hauteur de ~50% du tarif T.

Tout cela dans le but de ne pas abîmer les réseaux sans compromettre le modèle d'affaire des développeurs (en donnant de la visibilité et de la garantie à la banque aussi).

Dans une telle situation, une opération d'autoconsommation collective peut garantir de meilleure résultat. La PMO doit alors mettre en oeuvre une gestion financière qui permet d'une part de conserver la satisfaction des consommateurs et d'autres part d'assurer que le producteur gagnent plus que le fonctionnement réservé par la CRE.

L'idéal étant d'aller jusqu'à piloter la production de la centrale pour écrêter son injection à hauteur de la consommation locale (sujet d'avenir ?).

Animergy est à vos côtés pour faire de vos projets ACC des succès

Cet article présente beaucoup d’aspects spécifiques et connexes qu’il faut maitriser pour assurer la qualité de mise en œuvre d’opérations d’ACC hors obligation d’achat.

Une fois ces éléments maîtrisés, avec de la méthode et les bons outils, la gestion courante de ces dossiers reste simple et les gains associés sont très importants.

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• L’étude du modèle d’affaires à poser sur les dossiers hors obligation d’achat (avec ou sans AO CRE)
• La relation et la mécanique ACC avec les acheteurs de surplus pour assurer in fine un fonctionnement simple et gagnant pour tout le monde
• Et bien sûr le démarchage de consommateurs autour de vos centrales et la gestion récurrente de la communauté qui en découle pour pérenniser le modèle.