Agrégateurs, qui êtes-vous ?

Les projets EnR doivent-ils se méfier de ces nouveaux acteurs fraîchement arrivés dans l’industrie ?

Pour ce dernier chapitre de notre série dédiée à l’entrée sur le marché des projets EnR français (voir articles 1/3 et 2/3), concentrons-nous sur les nouveaux arrivants : les agrégateurs.

Qu’ils disposent ou non de la compétence en interne, la grande majorité des producteurs d’énergie désirant vendre leur production sur les marchés de gros devront passer par un service d’agrégation. En plus de faire office de représentant de marché pour le producteur, l’agrégateur va avant tout l’aider à vendre sa production au meilleur prix et à limiter ses risques d’équilibrage (voir ci-dessous).

Mais avant d’évoquer les risques que peuvent présenter les services d’agrégation pour les EnR en France, il est important de comprendre comment les agrégateurs remplissent leur fonction.

Les agrégateurs, VRP des producteurs

De manière générale, et en laissant de côté le marché de capacités, les contrats d’agrégation vont avoir pour but de garantir au producteur un profil de prix de vente de l’électricité moyennant une commission (généralement définie par MWh vendu).

Les choses se compliquent sachant que la vente d’électricité présente quelques particularités :

  1. L’équilibre entre offre et demande est une nécessité technique en temps réel, qui ne peut être directement convertie en termes de transactions sur le marché de gros. Des enchères sont organisées à une fréquence relativement élevée (typiquement sur une base horaire) mais avec une certaine avance (allant de quelques minutes à plusieurs heures). Les inévitables écarts entre les volumes vendus à l’avance et la production réelle sont pénalisés financièrement par le gestionnaire du réseau (mécanisme appelé « équilibrage »)
  2. Les caractéristiques de la production d’énergie ne sont pas entièrement maîtrisées en permanence. Elles peuvent être influencées par différentes variables :
  • La volatilité du prix de certains combustibles, comme le gaz naturel, le charbon, etc.
  • Les variations de la ressource primaire, comme le vent pour l’éolien, l’irradiation pour le solaire, l’eau pour l’hydroélectricité, etc.

Comment les agrégateurs parviennent-ils à vendre la production de leurs clients de manière efficace à toute heure, tout en limitant les écarts, sachant qu’ils ne connaissent pas à l’avance les volumes et les coûts de production de leurs clients ?

En réalité, les agrégateurs ne travaillent pas totalement à l’aveugle. Ils vont en effet consacrer d’importantes ressources à la prédiction :

  • Des prix du marché
  • Des coûts de production (prédiction du coût des carburants)
  • Des volumes de production (modèles prévisionnels à court terme pour l’éolien et le solaire)

Ces modèles fournissent aux agrégateurs des estimations pour les principales variables du marché, les aidant ainsi à formuler leurs offres.

Mais les choses n’en restent pas là. Dans la mesure où les modèles prévisionnels comportent des incertitudes, la programmation des ventes du producteur reste soumise à des aléas, menant donc à des pénalités. De manière générale, plus les incertitudes sont faibles, plus le risque d’écart est limité et plus la compétitivité de l’agrégateur augmente.

Afin de réduire les incertitudes, les agrégateurs disposent d’un autre levier à actionner : l’agrégation ! En effet, en considérant différentes sources de production comme un ensemble, l’incertitude globale des modèles prévisionnels se voit réduite du moment que les sources considérées sont physiquement indépendantes. C’est pourquoi un portefeuille varié et de grande taille (comprenant installations EnR et moyens de production contrôlables) aidera l’agrégateur à optimiser les ventes de ses clients en limitant les pénalités d’équilibrage.

Y-a-t-il lieu de s’inquiéter pour les projets EnR français, pour lesquels les agrégateurs sont des acteurs totalement nouveaux ? Après avoir travaillé sur plusieurs projets en 2017, voici le point de vue d’Everoze vis-à-vis des deux principaux risques associés à ce type de service :

  • L’influence de l’agrégation sur l’exploitation des installations
  • La pérennité des contrats d’agrégation

L’agrégateur, un nouveau décisionnaire pour l’exploitation des installations EnR ?

Pour les projets EnR français qui auront à entrer sur le marché, l’agrégateur s’intègre comme un nouveau maillon dans la chaîne de valeur. Son rôle aura non seulement un impact au niveau des revenus pour ce qui est de l’aspect commercial, mais aussi au niveau de l’exploitation des installations. Dans la plupart des cas, l’agrégateur aura besoin de s’intégrer dans la hiérarchie du contrôle opérationnel d’un projet. En effet, dans l’optique d’optimiser ses opérations sur le marché, la déconnexion d’une centrale pourra parfois être nécessaire, qu’il s’agisse de limiter les écarts avec le prévisionnel ou de réagir en cas de prix négatifs.

En pratique, cet aspect doit être défini avec précision par le contrat d’agrégation afin d’établir clairement la chaîne de décision ainsi que les modalités techniques de prise de contrôle. Les services d’agrégation les plus avancés consistent à mettre en place une centrale virtuelle (ou VPP, pour « Virtual Power Plant ») permettant de contrôler à distance chaque centrale, tel que présenté sur le diagramme ci-dessous [1]:

La principale conséquence de cette nouvelle organisation concerne l’exploitation et la maintenance de la centrale. De fait, les opérations de maintenance devront tenir compte de ces nouveaux effets de marché et des consignes associées provenant de l’agrégateur. Bien que ces cas soient plutôt rares (périodes d’heures de pointe liées au marché de capacités par exemple, voir notre premier article), ils peuvent avoir des conséquences directes pour le prestataire O&M. De ce fait, les contrats de maintenance se devront d’inclure clairement les dispositions relatives à ce type de situations.

Dans le même ordre d’idées, Everoze recommande des discussions poussées entre les différents acteurs des projets (propriétaires, responsables O&M, agrégateur, etc.) afin de définir une répartition du risque de pertes lié à des prix négatifs.

Les contrats d’agrégation, une perspective à court terme uniquement ?

Le second risque qu’Everoze a pu identifier vis-à-vis des services d’agrégation est directement lié au contexte français actuel, à savoir une compétition acharnée !

En effet, il est assez facile de comprendre pourquoi les agrégateurs se positionnent de manière agressive sur le marché EnR français :

  • Comme décrit précédemment, les agrégateurs ont un intérêt stratégique à disposer de portefeuilles importants et variés, afin d’augmenter leur compétitivité
  • Deux grandes populations de projets vont simultanément nécessiter des services d’agrégation :

– Les nouveaux projets sous complément de rémunération

– Les projets dont les contrats de tarif d’achat arrivent à terme

Un contexte aussi compétitif place les agrégateurs dans une situation inconfortable en les poussant à proposer des contrats aux conditions agressives dans le but de constituer un portefeuille efficace, nécessaire à leur survie.

Ce contexte particulier induit lui-même deux risques principaux :

  1. La défaillance de l’agrégateur. Tous ne survivront peut-être pas dans la jungle française de l’agrégation. Il est préférable de confirmer l’assise financière du contractant, sans quoi le projet pourrait se retrouver à devoir chercher un agrégateur de substitution.
  2. L’augmentation du prix du contrat. Afin d’attirer des producteurs pour constituer leur portefeuille, les agrégateurs peuvent être tentés de proposer des prix de contrat faibles dans un premier temps. Cependant ils doivent tout de même parvenir à couvrir leurs coûts de fonctionnement, bel et bien réels, pour continuer à proposer leurs services.

Cela dit, certains acteurs prévoient une diminution continue des coûts d’agrégation grâce à la croissance des portefeuilles (en termes de taille et de diversité), l’amélioration des modèles prévisionnels à court terme, une plus grande liquidité de marché et une plus grande intégration des marchés à l’échelle européenne.

En se basant sur notre expérience de 2017, nous estimons que les deux scénarios sont possibles (augmentation et diminution des prix).

Le manque de visibilité concernant les coûts d’agrégation, associé au risque de défaillance, représentent certainement une source d’inquiétude pour les projets EnR , du moins à ce stade précoce de leur entrée sur le marché.

La clef : l’adaptation

En fin de compte, l’inquiétude liée à l’agrégation vient de la difficulté à sécuriser un service solide et durable à long terme, en particulier du point de vue des coûts.

Mais n’est-ce pas là le but de l’entrée sur le marché des projet français ? La transition a déjà eu lieu dans certains pays voisins (dont l’Espagne et l’Allemagne) et montre que :

  1. Les technologies renouvelables sont suffisamment matures pour entrer sur le marché, aussi bien techniquement qu’économiquement ;
  2. Les EnR améliorent la liquidité globale du marché en augmentant les volumes échangés sur les marchés intrajournaliers et à J-1. En conséquence les coûts d’équilibrage globaux du système sont réduits [2].

Everoze est du même avis par rapport au fait que les EnR françaises sont parfaitement en mesure de s’adapter dans ce nouvel environnement « marchand ». Nos recommandations relèvent de l’évidence : porter un regard avisé sur les éléments clefs des services d’agrégation notamment en termes de coûts, d’impact sur l’exploitation et de solidité financière.

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[1] Source: Energy&Meteo Systems

[2] Cette tendance est vérifiée pour les niveaux actuels de pénétration des EnR en Europe, c’est-à-dire jusqu’à 30-35%

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