Corporate PPA : quelles conditions de succès ?

Par Julien Cossé, Principal, Alain Chardon, Principal, Heloïse Lammens, Consultante chez Capgemini Invent

On assiste à un intérêt grandissant pour les Corporate Power Purchase Agreements (ou CPPA), de la part de tous les acteurs de l’énergie : grands consommateurs, fournisseurs, développeurs renouvelables, financeurs, agrégateurs/traders, et conseils. Les CPPA sont des contrats privés d’achat d’électricité conclus entre des producteurs d’électricité renouvelable et des entreprises, à prix fixes et connus à l’avance et pour une durée généralement longue (jusqu’à 20 ans).

Les récents développements des CPPA en Amérique du Nord, puis en Europe du Nord parlent d’eux-mêmes. Selon BNEF, 7,2 GW de capacités ont été signés en CPPA rien qu’en 2018. 4,4 GW se situent en Amérique du Nord, seulement 1,6 GW en Europe (Norvège, Suède, Finlande, Danemark), essentiellement entre des producteurs éoliens et hydro, et pour alimenter en électricité renouvelable les gourmands datacenters des GAFAM, mais aussi des industriels électro-intensifs et des acteurs du secteur tertiaire.

Des fondamentaux de marché et un contexte favorables aux énergies renouvelables
Au départ, les départements RSE et acheteurs énergie de ces entreprises (notamment celles du RE100) recherchent des mécanismes vertueux d’achat d’électricité renouvelable, en prenant conscience de la limite des offres « vertes » ou électricité et garanties d’origine sont décorrélées.
Initialement, les CPPA ont eu un intérêt économique tout relatif : assurer une stabilité et une visibilité des coûts pour le consommateur et des revenus pour le producteur, face à un prix basé sur les coûts marginaux, fortement volatils (conditions climatiques, prix des matières premières, impacts politiques, …). Dans le cas français, l’ARENH protégeait partiellement les consommateurs de cette volatilité, mais le mécanisme est actuellement sous pression. Les renouvelables possèdent donc un atout non négligeable : leurs coûts sont stables et largement prévisibles : 90% sont des charges d’investissement.

Aujourd’hui, la hausse récente des prix de marché procure aux CPPA un intérêt bien plus crucial : protéger les acteurs contre la hausse fortement probable des prix de l’électricité, grâce à des coûts complets (LCOE) des renouvelables compétitifs et en baisse constante (le dernier appel d’offres solaire en France a révélé un prix moyen de 55 €/MWh).

Le CPPA semble donc un bon outil pour répondre au triple enjeu volatilité, prix, sourcing renouvelable.

La complexité de ces contrats multipartite nécessite l’organisation d’un dialogue décloisonné pour allouer les risques, et optimiser les gains au cas par cas
Si conceptuellement, le CPPA s’énonce aisément, sa mise en œuvre est souvent complexe. Outre les grandes familles de solutions aux noms barbares pour les acheteurs énergie – « physical PPA », « financial PPA », « sleeved PPA » -certaines questions structurantes et concrètes doivent être posées. Qui prend en charge l’intermittence de la production ? le complément (ou l’excédent) permettant de combler l’écart entre les profils de production et de consommation ? Quel traitement des garanties d’origine, de capacité ? Quels risques associés et quelle allocation ? Comment concilier le long terme (PPA) avec le court terme (fourniture au prix de marché) ?

Pour répondre à toutes ces questions, les acteurs doivent sortir de leur cœur de métier, certains pour étendre le périmètre de leurs activités, d’autres pour comprendre le champ de contraintes des autres maillons de la chaine de valeur de l’électricité.

Les acheteurs d’énergie. Depuis l’ouverture à la concurrence, ils ont convaincu leurs décideurs de l’intérêt du marché en remettant leur fournisseur en concurrence sur des horizons courts (1 à 3 ans en réalité), tout en bénéficiant par ailleurs de dispositifs permettant de s’affranchir de la volatilité du marché (TartAM hier, ARENH aujourd’hui). Dans le cadre des CPPA, ils doivent convaincre de l’intérêt d’un engagement long terme à prix fixe : les CPPA seront de loin les plus longs jamais signés par l’entreprise. Ensuite, ces acheteurs doivent comprendre le champ de contraintes des projets renouvelables, pour éviter d’imposer des conditions ni économiques, ni finançables : le producteur doit-il s’engager sur un volume ? un profil de production ? Enfin, pour évaluer les coûts et les risques, ils doivent appréhender les risques et les coûts des différentes briques mises en œuvre : production, gestion de l’équilibre, fourniture de l’électricité « supplémentaire ».

Les développeurs/opérateurs renouvelables. Historiquement, ces acteurs ont développé des compétences industrielles (développer des projets, maintenir des actifs de production). Si le passage au complément de rémunération a fort heureusement permis une montée en compétence sur le « marché de gros », en relation notamment avec les agrégateurs, l’avènement des C PA leur impose de comprendre le « marché de détail ». Ils doivent ainsi intégrer une approche client, s’interroger sur les niveaux d’engagement de performances qu’ils peuvent garantir à leurs clients, s’intégrer dans un système plus complet de partenaires. Pour certains, la diversification vers le métier de fournisseur se pose. Pour d’autres, l’approche partenariale avec des fournisseurs en place est la solution la plus immédiate.

Les fournisseurs. Ces acteurs doivent à la fois jouer leur rôle de conseil vis-à-vis de leurs clients et par ailleurs, tirer parti au mieux des CPPA comme vecteur de valeur, dans un contexte de guerre des prix et de baisse des marges. Une offre de CPPA permet de se différencier, en apportant des solutions innovantes . Ils doivent également comprendre les motivations de leurs clients pour les CPPA (pilotage coûts et volatilité, décarbonation du mix d’achat, traçabilité, additionnalité, qualité des projets), et leur proposer des solutions adaptées, tout en intégrant les contraintes des producteurs, avec qui ils n’avaient jusqu’à présent que peu de liens. Un nouveau rôle donc à endosser : celui d’intermédiaire/intégrateur entre producteurs et consommateurs.

Les traders/agrégateurs. Traditionnels acteurs des marchés de gros pour le compte des fournisseurs et des producteurs centralisés, ces acteurs ont développé des outils de gestion risques liés aux renouvelables. Puis ils ont mis en place des offres pour des tiers producteurs, comme l’agrégation et l’accès marché. Ils doivent aujourd’hui apporter leur savoir-faire de gestion des risques, dont par exemple le prix du CPPA vs le prix de marché, la gestion de l’intermittence, les éventuels défauts des parties. Leur principal challenge est donc de valoriser leur savoir-faire, avec la contrainte de ne pas toujours avoir accès au consommateur final.

Les financeurs de renouvelables. Les financeurs sont un maillon essentiel dans le cadre de nouveaux actifs qui verraient le jour grâce à des CPPA « additionnels ». Historiquement positionnés sur des actifs subventionnés donc peu risqués, ces prêteurs vont devoir comprendre les modalités contractuelles et risques associés aux CPPA, pour les financer à moindre coût. De leur appréhension des risques se jouera une partie de la compétitivité et de l’attractivité du CPPA.

Le marché français se prépare aux CPPA et des initiatives cruciales ont actuellement lieu pour décloisonner le dialogue
L’enjeu des CPPA est de taille : il s’agit de développer des renouvelables sur des bases volontaires, en parallèle du soutien de l’état. Pour permettre l’essor qu’ils méritent, la complexité de ces contrats doit être appréhendée et le dialogue entre les parties pourra s’appuyer sur :

• L’utilisation à bon escient des conseils (stratégiques, techniques, avocats), qui assurent la transversalité et permettent d’essaimer les meilleures pratiques
• La mise en place d’initiatives visant à éduquer, et standardiser les pratiques, voire les contrats, comme le font la Plateforme Verte et un groupe de travail de France Energie Eolienne
• Une réflexion sur les conditions de succès législatives, réglementaires et fiscales, en intelligence avec les pouvoirs publics et le régulateur
• La promotion des innovations contractuelles (contrats de fermeté de volume par exemple), marketing (naming de parcs), et digitale (outils de traçabilité en temps réel)

Tribune publiée dans Enerpesse le Jeudi 6 décembre 2018, N°12216