Les contrats énergétiques en hausse malgré la volatilité des prix

D’abord dans l’éolien, puis dans le photovoltaïque. Les contrats bilatéraux d’achat et de vente d’énergie à long terme (5 à 15 ans) sont devenus populaires il y a plus de cinq ans en Espagne grâce aux grandes entreprises technologiques et de consommation. Et malgré sa lente adoption en raison des obstacles administratifs initiaux, il s'agit aujourd'hui d'une formule en expansion, qui se développe et dans laquelle le pays est leader européen en raison du grand nombre de projets renouvelables en cours, notamment solaires. Le problème est maintenant que la volatilité des prix sur le marché, avec des hauts et des bas considérables – de 0 à 180 euros -, l'incertitude réglementaire et l'incertitude juridique compliquent sa négociation et sa clôture.

C'est le cas des éoliennes, où le vent souffle contre elles. Heikki Willstedt, directeur de la politique énergétique et du changement climatique à la Wind Business Association, affirme qu'il existe une forte demande de PPA mais peu d'offre. Deux raisons influencent. Premièrement, la fiscalité nationale – la taxe sur les entreprises énergétiques, la production et sur la valeur de la production énergétique (IVPEE) – et la fiscalité régionale – les taxes sur les énergies renouvelables en Galice, Castille-León, Castille-La Manche, Cantabrie et La Rioja.

Et deuxièmement, la paralysie de 2 000 mégawatts (MW) d'énergie éolienne en raison d'un arrêt du Tribunal suprême de justice de Galice, dont certains avaient déjà signé des contrats avec des acheteurs industriels, détaille-t-il. La conséquence : une augmentation des coûts de financement. « Toutes ces décisions rendent pratiquement impossible la conclusion d'un PPA et donc le financement de nouveaux projets avec cet outil », déplore-t-il.

Le soleil ne brille pas non plus aussi fort pour le solaire. José Donoso, directeur général de l'Union photovoltaïque espagnole (Unef), y voit un tournant. « À mesure que le prix (de l’énergie) baisse, les entreprises ont de plus en plus besoin de contrats bilatéraux car les banques ne financent pas le marché. Mais l’assuré hésite à les souscrire en raison de la possibilité d’une baisse des prix à l’avenir », explique-t-il. Même si Donoso estime que ce panorama peut changer, le prix de l'énergie va monter en flèche avec l'installation massive de centres de données.

Écarts entre les partenaires

Antonio Delgado, PDG d'Aleasoft Energy Forecasting, une société de conseil qui dispose d'un PPA, confirme cette tendance dans les projets photovoltaïques, c'est-à-dire lorsque l'acheteur reçoit à tout moment l'énergie produite par l'installation (il n'y a pas de volume contractuel fixe). « Les acheteurs demandent des prix plus bas pour les contrats bilatéraux, ce qui ne satisfait pas les promoteurs. Ce qui a généré une lacune dans les négociations. Cependant, à mesure que la valeur a augmenté en été, la moyenne hebdomadaire en septembre et octobre s'est stabilisée à 60-70 euros par mégawattheure (MWh), souligne-t-il. « Une certaine réactivation commence à se faire sentir », ajoute-t-il.

Pour résoudre cette situation, Delgado suggère une couverture des risques. « Ils sont fondamentaux, comme ceux fournis par l'État à travers la Cesce (Compagnie espagnole d'assurance-crédit à l'exportation) pour faciliter la signature d'un PPA entre un consommateur électro-intensif et un vendeur d'énergie renouvelable. »

Jusqu'à présent, en 2024, ce type d'accords en Europe a augmenté de 40 % par rapport à 2023 – la capacité totale souscrite représentée par ces données n'a pas été révélée – souligne Marta Sánchez Álvarez, associée responsable du secteur de l'énergie chez EY Espagne.

En 2022 et 2023, le pays a enregistré plus de 8 GW de capacité souscrite, avec un total de 46 PPA conclus au cours de la deuxième année, selon un récent rapport de la maison d'analyse suisse Pexapark et rapporté par Fernando Herrero, partenaire d'évaluation des instruments Grant. Financiers de la région de Thornton. «Cette croissance est due au volume élevé de projets d'énergie solaire en cours de développement», commente-t-il. Mais le marché européen reste encore un très petit marché comparé aux Etats-Unis, près de quatre fois plus grand et avec plus de voyages, selon le cabinet de conseil McKinsey.

Ses avantages le rendent toujours attractif, s’accordent les experts. Il assure un flux de revenus stable, essentiel au financement des projets (puisque les banques ne financent pas les développements soumis aux prix du marché), il constitue un vaccin contre la volatilité, il offre une certitude aux entreprises dont les coûts d'électricité sont élevés, il garantit un approvisionnement en lumière provenant de sources propres et aide les entreprises à atteindre leurs objectifs climatiques. « Ils sont un outil de gestion des risques, pas un moyen d'obtenir de meilleurs prix sur le marché », précise Delgado.

Même si sa complexité contractuelle, notamment pour les petits consommateurs, qui ont parfois besoin de conseils juridiques et financiers pour la négociation, est l'un des inconvénients cités par McKinsey. Ou le long terme, qui devient paradoxalement un obstacle si les conditions du marché changent, si l'entreprise réduit sa consommation ou si le producteur ne parvient pas à approvisionner.

L'idée d'avenir, incarnée par la réforme européenne du marché de gros de l'énergie, est que ces accords soient étendus aux PME. En plus de promouvoir de nouvelles structures telles que l'hybridation de l'éolien et du solaire, —la plus demandée par les grands consommateurs, selon la multinationale suisse Alpiq— ; ou intégrer du stockage. La reprise de la demande dans l’industrie est également vitale.