Le développement de la production distribuée s’est longtemps organisé autour de modèles capitalistiques classiques, portés par des spécialistes, utilities ou développeurs. Une alternative s’est installée : les modèles communautaires, qui associent collectivités locales, riverains, consommateurs et citoyens au développement d’actifs de production mutualisés, le plus souvent renouvelables.
Quatre dynamiques convergentes
- L’appétence des particuliers pour l’investissement local et solidaire, qui décline au produit électricité la logique des circuits courts.
- L’implication croissante des collectivités dans les questions énergétiques, avec en perspective la création d’emplois et d’activité économique sur le territoire.
- La rentabilité nouvelle de l’autoconsommation et la compétitivité anticipée de la production distribuée face à la production centralisée.
- L’enjeu d’acceptabilité sociale des projets, que la participation locale au capital contribue directement à résoudre.
Un coût du capital très inférieur aux standards de marché
C’est le ressort économique central de ces montages. Ils jouent sur la pluralité de nature des coopérateurs, à la fois investisseurs, consommateurs et contribuables, et combinent plusieurs options de valorisation de l’énergie : tarif d’obligation d’achat, prix de marché, valeur d’autoconsommation réelle ou schémas de virtual net metering. S’y ajoutent des ressorts fiscaux et des appétences rémunération-risque qui ne relèvent pas de la logique de marché.
Le résultat est un coût du capital nettement plus bas que celui d’un développeur classique, ce qui change l’équation de projets marginaux.
Une antériorité étrangère qui donne l’ordre de grandeur
Au Danemark, en Allemagne et aux États-Unis, la démarche communautaire est ancienne, parfois liée aux débuts de l’électrification rurale, et a retrouvé de la vigueur avec des cadres réglementaires révisés.
En Allemagne, la loi de 2006 sur les Energiegenossenschaften a simplifié la création de coopératives énergétiques au point d’en faire un véhicule central du développement renouvelable : on en comptait 86 en 2006, plus de 650 en 2013. Aux États-Unis, le community wind représentait alors près de 2 GW, soit plus de 5 % de la puissance éolienne installée.
En France, quelques initiatives calquées sur les modèles d’Europe du Nord apparaissaient. Mais la terminologie recouvre des réalités très contrastées selon les pays, les types d’acteurs, leurs motivations et la structure de financement.
Un dilemme pour les utilities
Ces modèles constituent, en première lecture, une menace concurrentielle sur le cœur de métier de la production centralisée. Ils sont pourtant aussi une source d’opportunités : facilitation des développements, réduction du besoin en capex, accès à une source de financement moins onéreuse, maintien de la relation commerciale sur la part fourniture, et réponse aux attentes des collectivités concédantes.
Le modèle gagnant restait incertain. Toutes les options de montage, société d’économie mixte, véhicule d’investissement dédié, coopérative, ne présentent pas les mêmes propriétés financières en termes de déconsolidation ou d’effet dilutif, ni la même sécurité lorsque le contrôle opérationnel échappe à la utility, ni la même flexibilité de liquidité et de sortie.
Deux questions de fond restaient ouvertes, et elles n’ont rien perdu de leur actualité. Y a-t-il autant de rentabilité dans un modèle de services exploitant des actifs détenus en copropriété que dans un modèle patrimonial ? Et les acteurs historiques disposent-ils réellement des avantages concurrentiels qui leur permettraient de dominer ce marché ?
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