Pour les producteurs d’électricité renouvelable, rien ne sera bientôt plus comme avant. Klaus-Dieter Bordchardt, directeur du Marché de l’énergie à la Commission européenne, le rappelait fin mars : « Ces dernières années, les renouvelables se sont beaucoup développées, à commencer par l’éolien et le solaire. Aujourd’hui, ce sont des technologies matures. Elles doivent être intégrées au marché et leur production obéir aux mêmes règles que les autres sources d’électricité. » Il était venu à Paris rencontrer les responsables de la Commission de régulation de l’énergie. À l’origine impulsée par la Commission européenne, cette intégration au marché a été inscrite en 2016 dans la réglementation française avec l’instauration du complément de rémunération. Elle place au centre du jeu une profession jusqu’alors en retrait : les agrégateurs.Un marché volatilC’en est fini de la visibilité offerte par la vente des électrons à EDF ou une entreprise locale de distribution à un tarif garanti. Les producteurs sont désormais dans l’obligation de les vendre sur un marché de gros, par nature très volatil. De trente à quarante euros d’ordinaire, le prix du mégawattheure peut grimper à plusieurs centaines d’euros dans des circonstances exceptionnelles, comme les vagues de froid hivernales. Le complément de rémunération certes atténuera les incertitudes. En s’ajoutant au prix du marché, il devrait maintenir les revenus des producteurs. Seulement, ces derniers endosseront au passage la responsabilité d’équilibre. Et devront payer pour les écarts sur leur périmètre contractuel entre l’électricité injectée et celle consommée.Un savoir-faire très particulierLes plus petites centrales bénéficieront encore du tarif d’achat. Mais pour les autres, la vente sur le marché s’impose donc comme une délicate réalité à apprivoiser. Deux cas de figure vont coexister. D’un côté, les nouveaux projets. Ils seront développés dans le cadre du complément de rémunération. De l’autre, les installations historiques. À leur démarrage, elles ont souscrit des contrats d’obligation d’achat pour quinze ou vingt ans avec EDF. Ces contrats arrivant à échéance, les exploitants ne vont plus bénéficier du tarif garanti. C’est ce qui s’est déjà passé pour le parc éolien de Corbières, dans les Pyrénées-Orientales, exploité par RES. Il a été mis en service en 2001. Son contrat d’obligation d’achat avec EDF s’est terminé fin 2016. Désormais, RES doit vendre ses électrons sur le marché. Cela requiert un savoir-faire très particulier à la croisée de la prévision météorologique, de l’analyse de données et du trading d’énergie. C’est là qu’interviennent les agrégateurs : en position d’intermédiaire entre le producteur et le marché. Pour son parc de Corbière, RES s’est associé à E6, une start-up fondée en 2015. « L’agrégation est un métier du temps réel. Avec le besoin d’équilibre entre l’offre et la demande, l’électricité est un marché qui fluctue beaucoup. C’est aussi un métier de prévision, décrit Mathieu Bonnet, président d’E6, qui met en avant les algorithmes développés par sa jeune société. Ils permettent de prévoir la production et d’en prévendre une partie avec une semaine, un mois et parfois un trimestre d’avance, voire à l’année. »Un métier en pleine ébullitionAvec l’évolution du cadre réglementaire, l’agrégation est actuellement un métier en pleine ébullition. Les annonces se multiplient. Fin mars, Statkraft signait son premier contrat en France. Déjà actif ailleurs en Europe, il arrive dans l’Hexagone en achetant la production d’un parc éolien dans les Hauts-de-France. En février, c’est Enercon qui déclarait vouloir proposer en France son offre existant en Allemagne. En décembre, Tenergie a mis en service une centrale solaire à Calmont, en Haute-Garonne. Il a choisi Hydronext pour vendre l’électricité produite. Hydronext fait partie de ces agrégateurs historiques qui, comme Enercoop, ont profité de la fin des contrats d’obligation d’achat dans la petite hydroélectricité pour croître depuis 2012. C’est aussi le cas d’Uniper, mais lui est avant tout une émanation du géant de l’énergie E.On, l’équivalent outre-Rhin d’EDF et d’Engie. Début 2016, l’énergéticien allemand a scindé ses actifs en deux. Le développement des renouvelables et les services énergétiques sont restés sous le nom E.On. La production et la fourniture d’énergie avec ses centrales conventionnelles sont passées sous l’égide d’Uniper. « Nous sommes en France le troisième fournisseur d’énergie pour les industriels, derrière EDF et Engie », présente Alexandre Soroko, responsable business développement d’Uniper France. Dans ce métier d’agrégateur très concurrentiel, Uniper met en avant l’étendue du portefeuille de production et de consommation issu d’E.On. « Avec un si grand périmètre d’activité, il est plus facile et moins coûteux d’intégrer les renouvelables et d’assurer la responsabilité d’équilibre. »Une brèche ouverteSes concurrents lui rétorqueront peut-être qu’avec ses centrales conventionnelles, il n’est pas forcément un exemple de décentralisation énergétique. Tout le contraire d’Enercoop, qui se fournit en contrats directs auprès de petits producteurs rémunérés à prix fixe pendant plusieurs années. Son modèle plus militant lui permet de mettre en avant la fidélité de ses consommateurs. « Ils restent clients sur le long terme. Nous en visons 150?000 d’ici à 2020, pour 45?000 aujourd’hui », projette Nicolas Postic, chargé d’approvisionnement chez Enercoop. Jusqu’à présent, le fournisseur d’énergie coopératif était restreint dans son activité. « Avec le dispositif du tarif d’achat, les producteurs devraient vendre leur électricité à EDF s’ils voulaient bénéficier d’un soutien public. » Mais Enercoop s’est engouffré dans une brèche ouverte par la loi sur la transition énergétique. Les opérateurs agréés par l’État peuvent désormais remplacer EDF dans le dispositif d’obligation d’achat. En clair : un producteur qui bénéficiait du tarif d’achat en cédant son électricité à EDF continuera d’en profiter s’il l’écoule auprès d’un autre opérateur.Monter en compétenceEnercoop a obtenu en septembre dernier un agrément pour 75 contrats de ce type dans la limite d’une puissance cumulée de 100 MW. Des centrales solaires installées dans l’Ain et les Yvelines ont été les premières à basculer d’EDF vers Enercoop. « Ces évolutions vont nous permettre de diversifier notre mix d’approvisionnement, encore composé à 95 % d’hydroélectricité », se félicite Nicolas Postic. Elles amènent aussi Enercoop à discuter avec de plus gros producteurs et à élargir son offre de services en conséquence. « Certains veulent monter en compétences et appréhender la réalité du marché de l’électricité. D’autres préfèrent que nous nous occupions de tout. »Devenir agrégateurParmi les producteurs, Quadran a choisi une voie singulière : devenir lui-même agrégateur. Et plus encore. Il était au départ développeur-exploitant de centrales. Mais il a racheté, fin 2016, le fournisseur d’énergie Enel France et 50 % du capital de l’agrégateur Hydronext. « Notre stratégie consiste à construire un groupe global qui produit des électrons verts et les commercialise directement », expose Jérôme Billerey, son directeur général. À côté de son activité de producteur, Quadran va développer sous le nom d’Énergies libres une offre allant de la commercialisation d’électricité renouvelable à l’autoconsommation solaire, en passant par la maîtrise de la demande en énergie. L’agrégation doit jouer un rôle pivot en articulant production et consommation. « Entre les deux, notre idée est de tracer le circuit le plus court possible », résume Carole Lajous, directrice générale du pôle Énergies libres. Cette stratégie ne fonctionnera pleinement qu’avec des volumes d’énergie conséquents. Pour l’instant, la majorité des centrales en France demeure sous contrat d’obligation d’achat avec EDF et il faudra du temps avant de voir beaucoup de projets sous complément de rémunération. Aussi Quadran milite-t-il pour un mécanisme incitant les producteurs à sortir du tarif d’achat plus tôt que prévu. De façon à satisfaire l’appétit des agrégateurs.Thomas Blosseville