Les prochains décrets sur les énergies renouvelables, bien en retard et avec un budget modeste, seront vraisemblablement les derniers. Cette dynamique s'inscrit dans le nouvel objectif EnR du Plan National Intégré Énergie Climat qui prévoit l'installation d'environ 40 GW supplémentaires d'énergie éolienne et photovoltaïque d'ici 2030. Il apparaît donc incontournable que l'atteinte de ces objectifs ambitieux passe par le développement de Installations SER sans incitations et en parité réseau.
Le terme parité réseau (ou marché) fait référence à la situation dans laquelle le prix de l'énergie produite par une installation SER est égal au coût d'achat de l'énergie du réseau, qui est plutôt basé principalement sur la production d'électricité à partir de sources fossiles ( au moins l'Italie). Actuellement, la condition de parité réseau semble limitée au photovoltaïque et à l'éolien.
Pour les opérateurs, le développement des centrales à parité réseau implique un effort plus important que par le passé pour réduire les coûts et augmenter l'efficacité de la production. Ceci dans toutes les phases du projet : développement, financement, EPC, O&M et gestion de l'énergie.
Mais ce n'est pas tout : la parité réseau implique un changement radical dans les modèles économiques des opérateurs. Si avec les incitations toute l'attention était concentrée sur la phase d'investissement, aujourd'hui une gestion intégrée des actifs s'impose, avec un recentrage sur la problématique du négoce et de la vente d'énergie. Ces deux points, pour les centrales à coûts variables tendant vers zéro comme le PV et l'éolien, deviennent centraux et pas faciles à gérer, aussi parce que d'une part, les expériences de parité réseau ne sont pas particulièrement nombreuses au niveau mondial et, d'autre part d'autre part, elles diffèrent d'un pays à l'autre (structure industrielle, rythme de développement, législation et réglementation influencent le développement d'un projet de manière déterminée).
Les approches possibles du segment émergent des SER en parité réseau identifiées par une étude de l'Observatoire OIR sont les suivantes :
- Intégration verticale marchande. La première approche est basée sur l'intégration verticale de toutes les étapes de la chaîne d'approvisionnement, du développement de la centrale SER à la vente d'électricité aux clients.
- Construire, vendre et exploiter (BSO). Développer, construire, vendre et gérer : c'est le fondement du deuxième modèle, qui repose sur la construction et la vente ultérieures d'une partie ou de la totalité de l'actif afin de limiter l'utilisation du capital dans une perspective de rotation des actifs. En particulier, le groupe cède les parts des centrales dont il est propriétaire mais reste, dans le même temps, responsable de leur exploitation et de leur gestion opérationnelle.
- Pur propriétaire d'actifs. Ici, l'opérateur type est un fonds d'investissement ou un IPP qui, faisant appel à des promoteurs et constructeurs extérieurs, devient propriétaire d'une centrale. Parallèlement, un PPA est stipulé entre le fonds d'investissement et un opérateur du marché (généralement un service public ou un négociant), qui s'engage à retirer la production de l'usine. Dans ce modèle, le fonds ou IPP est propriétaire de la centrale, tandis que l'acheteur assume le rôle de gestionnaire de l'énergie produite.
- Vente sur la bourse de l'électricité. En lien avec l'approche précédente, un nouveau modèle est développé par des fonds d'investissement, basé sur la vente d'énergie sur le Power Exchange. L'opération prévoit que le fonds achète/développe une centrale en pleine équité sans perspective de vente future de l'actif et qu'il vende l'électricité produite directement sur le Power Exchange.
- Propriétaire d'actif "faux". Un modèle lié au précédent est celui du "faux" propriétaire d'actifs. L'opérateur type est une entreprise de la chaîne d'approvisionnement en électricité (en aval ou en amont) qui, contrairement au modèle précédent, continue de détenir l'actif tout en ne gérant que certaines activités.
- Acheteurs. L'opérateur typique est un service public ou un commerçant, qui conclut un PPA avec le détenteur de l'actif pour l'achat d'électricité qui sera ensuite vendue à son propre portefeuille de clients et/ou en bourse.
- Construire, Vendre et O&M (BSO&M). Le modèle économique du BSO&M est similaire au BSO, à la différence près qu'après la vente, l'acteur du marché est limité à la fonction technique d'O&M de l'usine.
- Intégration verticale avec acheteur interne. De grands groupes industriels, ainsi que certaines grandes sociétés pétrolières et gazières, afin d'atteindre leurs objectifs de décarbonation, acquièrent de plus en plus, pour leur consommation interne, de l'électricité produite à partir de SER, à la fois par des centrales construites en propre et par des achats auprès d'opérateurs externes.
"Ce qui ressort de l'étude OIR est un contexte clair et sombre pour le développement de la parité réseau – affirme Marco Carta, directeur général de l'AGICI et directeur de l'Observatoire de l'OIR - Les facteurs positifs consistent en plusieurs facteurs : les objectifs ambitieux du gouvernement, l'augmentation attendue du prix de l'électricité, la baisse des prix des principaux composants des centrales éoliennes et photovoltaïques, le grand potentiel d'amélioration de l'efficacité des centrales existantes, la fermeture de centrales à charbon d'ici 2025, ainsi que l'ouverture du marché des TMS aux SER ».
"Cependant, il y a des éléments qui pourraient freiner le marché – ajoute Andrea Gilardoni, président de l'AGICI - En particulier, une demande d'électricité sensiblement stable, la concurrence des centrales thermoélectriques, souvent modernes et efficaces, et la baisse des prix de l'énergie pendant les heures de pointe solaire. Cependant, nous pensons que les aspects positifs l'emportent sur les aspects négatifs et nous attendons donc un développement significatif des installations à parité réseau. Cette prévision est confirmée par nos enquêtes sur le pipeline de projets présenté par les différents opérateurs en Italie qui dépasse 2 GW d'ici 2023".
