Le réseau de gaz intelligent n’offre pas les mêmes perspectives que son équivalent électrique, pour une raison simple : le gaz se stocke. L’interconnexion croissante des deux réseaux ouvre en revanche des opportunités d’arbitrage entre marchés gaz et électricité, traditionnellement réservées aux cycles combinés.
Ces arbitrages se déplacent désormais vers le client final, portés par de nouveaux équipements, pompes à chaleur hybrides, éco-générateurs, mini-cogénération, par l’accès direct aux prix de gros et par l’évolution du cadre réglementaire, notamment la rémunération de la capacité.
Un cas d’école : l’agrégateur de mini-cogénérations
Nous avons testé le modèle d’affaires d’un agrégateur d’unités de cogénération de 1 à 3 MWe installées en complément d’une chaudière gaz existante, sur des bâtiments tertiaires de plus de 10 000 m2 : hôtels, centres commerciaux, bâtiments publics.
Le sujet n’est pas théorique. Plusieurs marchés étrangers ont connu un développement significatif de la mini-cogénération. En Allemagne, le fournisseur alternatif LichtBlick affichait l’ambition de déployer 100 000 cogénérations EcoBlue, mini-centrales domestiques fabriquées par Volkswagen à partir d’un de ses moteurs.
La fin de l’obligation d’achat change l’équation
À l’échéance des douze années du contrat d’obligation d’achat, les installations existantes perdent le bénéfice du tarif d’achat par EDF pendant les cinq mois d’hiver tarifaire, sauf à réinvestir à hauteur d’environ 380 €/kWe. Les nouveaux moyens de production, eux, ne bénéficient d’aucun mécanisme de soutien.
L’équilibre économique se joue donc désormais face au marché, à travers la marge brute unitaire et le coût marginal de production. Ce coût marginal se construit sur l’approvisionnement gaz corrigé du rendement électrique, du tarif d’acheminement, des coûts de transaction et de l’O&M, dont on déduit le coût de chaleur évité, lui-même fonction de la monotone de consommation du client hébergeur.
Une rentabilité atteignable sous deux conditions
Nos analyses montrent qu’une rentabilité attractive reste possible en France, à condition de réunir deux éléments.
- Une optimisation dynamique de la production, c’est-à-dire des arbitrages gaz-électricité menés simultanément sur les marchés à terme, le spot et le mécanisme d’ajustement, plutôt qu’un fonctionnement en base.
- Une rémunération de la capacité via les mécanismes prévus par la loi NOME.
Dans cette configuration, un agrégateur peut dégager un taux de rendement interne supérieur à 10 % dans les conditions de marché de 2011.
Les questions de modèle restent ouvertes
Plusieurs arbitrages restaient à trancher pour concevoir le modèle gagnant : le choix des segments, avec la question de l’existence d’opportunités sur des marchés plus diffus ; la stratégie d’acquisition clients et son articulation avec les exploitants chaudiéristes ; et le montage contractuel sur la propriété des actifs, avec la possibilité de faire porter l’investissement par le client hébergeur.
Un développement significatif de la production distribuée à partir de gaz ne serait par ailleurs pas neutre pour les gestionnaires d’infrastructures, dont les flux transitant sur les réseaux gaz et électricité seraient sensiblement modifiés.
Au-delà de l’opportunité économique, l’enjeu est stratégique. Ces modèles s’inscrivent dans une tendance de fond, la convergence entre fourniture et services. À terme, l’attente des clients ne se limitera pas au kWh le moins cher : ils réclameront une prise en charge complète de leurs besoins énergétiques, gestion de la consommation et des émissions comprise, avec un objectif de facture maîtrisée face à un niveau de risque prix compris et accepté.
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