Le rapprochement entre consommateurs et producteurs d’électricité est une tendance de fond. Certains grands consommateurs y sont venus par l’investissement direct dans la production, d’autres plus récemment par les corporate PPA, Google constituant le cas emblématique avec 2,6 GW sécurisés à long terme.
Pour les petits clients, résidentiels et professionnels, cela restait impossible jusqu’à récemment. Plusieurs modèles émergent désormais, d’abord centrés sur la dimension locale via l’autoproduction photovoltaïque, puis ouverts à des actifs centralisés, hydroélectriques notamment.
Un signal de prix qui ne reflète pas la réalité économique
C’est le constat qui fonde ces initiatives. Dans le market design de l’époque, l’écart de prix affiché entre une production gaz ou charbon et une production hydraulique se situe entre 0,1 et 1 centime par kWh, soit moins de 5 % de la facture finale, alors que les coûts réels de production renouvelable sont significativement plus élevés. Prix carbone au plancher et garanties d’origine annuelles européennes expliquent ce décalage.
Trois autres dynamiques poussent ces modèles : une volonté croissante des consommateurs de s’impliquer dans la production, illustrée par les 2 400 coopératives recensées en Europe dès 2014 ; des prix bas et des mécanismes de soutien qui se réduisent, conduisant les producteurs à sécuriser leurs débouchés ; et une forte appréciation de la valeur de la relation client, les acquisitions récentes de commercialisateurs valorisant les clients à plusieurs centaines de francs.
Trois cas innovants
Nous avons analysé trois modèles coopératifs permettant un rapprochement producteur-consommateur avec des échanges simultanés au pas de quinze minutes et un engagement long, de un à dix ans.
e-can.ch, coopérative lancée en octobre 2017 par le producteur valaisan FMV avec enAlpin, Inretis, Misurio et Halter, permet au sociétaire de sécuriser à prix fixe et sur dix ans la production d’un ouvrage hydroélectrique suisse de son choix, en volume équivalent à sa consommation pour chaque quart d’heure de l’année. Le client paie à l’entrée la totalité de sa consommation sur la durée choisie, avec un prix dégressif de 7,9 à 7,5 centimes par kWh, soit environ 2 250 francs pour un engagement de dix ans d’un foyer de trois à quatre personnes.
Powerpeers, société néerlandaise détenue par un grand producteur hydroélectrique, propose aux consommateurs une plateforme pour choisir leurs producteurs.
Grid+, société nord-américaine, s’appuie sur la blockchain pour permettre des échanges directs entre consommateur, producteur et prosommateur, et plus largement une optimisation des achats d’électricité.
Une sécurisation physique, pas financière
La particularité d’e-can.ch mérite d’être soulignée : il ne s’agit pas d’une couverture financière de la consommation, mais d’une sécurisation reposant sur les fondamentaux techniques des ouvrages choisis par le consommateur.
Le marché suisse partiellement ouvert impose des adaptations. Pour un client éligible, l’énergie est livrée directement. Pour un client captif, elle ne peut pas lui être facturée avant l’ouverture du marché : elle est donc écoulée sur le marché de gros et sa valorisation reversée au client, qui continue par ailleurs de payer son approvisionnement à son distributeur.
La vérification de la simultanéité au pas de quinze minutes offre deux options : une approche profilée, sans équipement additionnel, garantissant que la production suit la consommation d’un client moyen ; ou l’installation par le client lui-même d’un compteur communicant pour un coût limité, de l’ordre de 50 francs, permettant un suivi de sa courbe de charge réelle.
Des effets systémiques potentiellement profonds
Ces offres font écho aux évolutions réglementaires suisses de la période, notamment la mise en œuvre des regroupements de consommation, qui constituent autant de clients potentiels, et la reprise du processus d’ouverture du marché.
Si ces modèles réussissent, l’impact sur l’organisation du système électrique dépasse largement le segment de niche : mise en lumière de la rareté des énergies renouvelables en Suisse et en Europe, revalorisation de ces énergies, convergence entre équilibrage physique du système et offres commerciales, apparition de marchés locaux, et développement d’une gouvernance directe de la planification énergétique.
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