​Les TRV gaz fixés jusqu’à fin juin 2019

Il est a noter toutefois que la crise énergétique a généré des différentiels été/hiver et peak/off-peak  très« anormaux » sur 2023-2024, ce qui fausse un peu l’exercice de comparaison. Si l’on regarde 2027, où la courbe des prix à terme moins « particulière », la valeur du solaire et de l’hydraulique est légèrement inférieur aux prix baseload et celle de l’éolien que légèrement supérieure.  

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Outre la forme du profil, la valeur de la production EnR est affectée par plusieurs facteurs de risque. En cette période volatilité extrême, ces risques viennent fortement décroitre la valeur du capture price.

Le premier d’entre eux est le risque de volume. La production EnR est par nature variable, selon les conditions météorologiques et sa disponibilité, la production d’une capacité va fluctuer et son volume ne peut être anticipée précisément que sur un horizon très court. Cet horizon n’est typiquement que de quelques heures à l’avance, alors que pour sécuriser son prix/revenu un volume de production doit être vendu des années à l’avance. Un agrégateur qui propose un prix fixe « as-produced » sur la base d’un prix à terme X devra, lors de la livraison, acheter ou vendre des volumes manquants ou additionnels à un prix Y (généralement sur le marché day-ahead ou intraday lorsque la prévision de production devient plus fine). Si la différence entre les prix X et Y, lui est défavorable l’agrégateur fera une perte. L’existence d’un risque de volume n’est pas dramatique en elle-même, car après tout l’agrégateur peut aussi faire un bénéfice si la différence entre X et Y est avantageuse pour lui.

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Mais problème, l’espérance du risque de volume n’est pas forcément nulle. Dit en termes plus simples, il peut exister une corrélation entre la fluctuation de production et les prix qui fait que l’agrégateur perdra plus souvent qu’il ne gagnera. Prenons par exemple un parc éolien qui produit plus que la normale à 14h aujourd’hui. Il n’est vraisemblablement pas le seul dans ce cas, c’est certainement la production éolienne française dans son ensemble qui sera particulièrement importante sur cette heure. Cette offre supplémentaire va faire mécaniquement baisser le prix sur le marché spot (mécanisme de l’offre et de la demande) détériorant le revenu de notre parc éolien. Cette corrélation négative entre volume et prix est souvent désignée sous le nom barbare de « cannibalisation ». Plus une technologie de production se développe et plus elle aura d’impact sur le prix de marché et donc plus ce risque sera significatif. Ainsi au fur et à mesure que sa pénétration dans le système électrique augmente, une même technologie EnR, dont la production des différentes capacités est fatidiquement corrélée géographiquement, va « manger » ses propres revenus. 

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Il faut tenir compte du coût de l’écart. Soit le coût de la différence de volume entre la prévision réalisée à l’échéance du marché day-ahead (spot) ou intraday et la production effective. Le prix des écart positifs est en moyenne plus faible que le prix spot et le prix des écarts négatifs est en moyenne supérieur au prix spot, l’erreur de prévision est donc pénalisée par le gestionnaire de réseau (RTE). Puisque - et ce qu’elle que soit sa performance - un modèle de prévision de production EnR  aura toujours une erreur non nulle, il existe un coût des écarts qui doit être pris en compte.

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Enfin des facteurs qui ne sont pas propres aux renouvelables mais aux marchés viennent aussi potentiellement décroitre le prix dans l’offre offre d’un agrégateur. C’est le cas de la liquidité de certaines périodes de livraison, au fur et à mesure que l’échéance des transactions s’éloigne de A+1, elles deviendront plus compliquées et plus coûteuses à réaliser. La durée de validité des offres est aussi un facteur de coût, plus le prix sera valide longtemps, plus l’agrégateur intégrera le risque que le prix décroissent dans son offre.   

Les agrégateurs intègrent ces risques dans leur prix sous la forme de prime de risque. Ils peuvent aussi, et c’est de plus en plus le cas, laisser le producteur porter une partie de ces risques, en intégrant par exemple des contraintes de volume dans leur contrat.  

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Quels défis pour les producteurs ?

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Les producteurs opérant des actifs qui commercialisent leur électricité sur les marchés doivent donc se poser des questions et prendre des décisions d’une nature toute nouvelle.

Dois-je fixer le prix de vente de mon électricité sur les marchés à terme ou laisser ma production être vendue sur le spot à un prix qui ne sera connu qu’en J-1 ? Si je fixe le prix en avance, quel est le meilleur moment pour le faire ? Sur quelle période de livraison ? Quels contraintes et risques sont associés avec cette fixation ?

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Le suivi du marché à terme et la mise en place d’une stratégie de gestion des risques est donc nécessaire pour les producteurs afin de protéger la valeur de leur actif.  Puisque le prix de l’électricité est extrêmement volatile, fixer son prix au mauvais moment pour plusieurs années est synonyme de pertes potentielles importantes. Si le producteur passe par un agrégateur, il faudra privilégier les contrats qui permettent de fixer le prix à plusieurs dates différentes afin de lisser son prix de vente et mieux pouvoir exploiter les potentielles opportunités de prix.

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Les nouveaux actifs qui se financent par la conclusion d’un CPPA sur une durée de 15 ans ont des problématiques un peu différentes. La fixation du prix du CPPA est  essentiellement une question de négociation, la définition d’une valeur de l’électricité pour une durée aussi longue étant une question difficile. Pour les échéances où un prix de marché est coté, c’est celui-ci qui sera implicitement utilisé. Pour les échéances suivantes, c’est un compromis entre le coût de production complet et la vision de chacun sur l’évolution des prix à long-terme qui doit être trouvé. Il n’est cependant pas simple de « parler » » le même langage et les éléments quantitatifs sont utiles.

 

Quels outils pour les producteurs ?

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Ces nouveaux défis entrainent un besoin de nouveaux outils pour les producteurs. En premier lieu, il devient important pour les producteurs de suivre l’évolution de la valeur de leurs actifs en fonction des prix de marchés. Cela leur permet de prendre des décisions d’investissement, dans certains cas de valoriser comptablement l’actif (si celui-ci n’a pas de prix fixé et vend au spot il faut calculer sa « fair value », sur la période cotée par le marché du moins), de placer les périodes de maintenance de manière optimale ou encore de comparer le prix donné par un agrégateur avec une évaluation interne.   

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Lors de la conclusion d’un CPPA sur une période longue, être capable de valoriser la partie où le prix est coté sur le marché et de simuler des scénarios pour la période non cotée est un soutien utile dans la négociation.  

Il est aussi nécessaire d’avoir des outils capables d’apporter une aide à la décision pour la fixation du prix de vente de sa production en fonction des tendance de prix de marché et de ses préférences de risque. Suivre les prix de marché en permanence est difficile et pas très efficient pour un petit producteur EnR, utiliser une solution pouvant suivre automatiquement les tendances de marchés et produire des recommandations/alertes est donc nécessaire.

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Afin d’établir un budget et optimiser sa trésorerie, un producteur doit aussi être capable d’estimer le revenu fixé ou potentiel (si tout ou partie de la production est vendue au spot) de ses actifs sur une certaine période ainsi que de calculer leur Mark-to-Market (différence entre le prix fixé et le prix actuel de marché). Au fur et à mesure que de plus en plus d’actifs renouvelables vendront leur électricité hors soutien et que les contrats de vente se complexifieront, disposer d’outils robustes et de données claires sera de plus en plus précieux pour les producteurs .