Les PPA sont morts, vive les PPA. La baisse des prix de l’électricité rebattant les cartes, les contrats d’achat direct d’électricité solaire semblent désormais appelés à évoluer vers des modèles hybrides, associant production photovoltaïque et stockage co-localisé pour mieux ajuster l’énergie livrée aux besoins du client. Ce qui relevait encore récemment d’un modèle économique émergent devient progressivement une réalité. Avec Anwar Darwich, directeur commercial de MaxSolar, retour sur le PPA hybride conclu avec DB Energie, le principe du pay-as-nominated et le rôle désormais central des batteries.
PS : Quelle place occupent aujourd’hui les PPA hybrides sur les marchés du solaire et du stockage, et comment ce modèle pourrait-il évoluer dans les prochaines années ?
Anwar Darwich : Les PPA hybrides sont des contrats de commercialisation appliqués à des installations combinant production photovoltaïque et stockage par batteries ou, plus largement, une technologie de production et un dispositif de stockage. Leur particularité tient au modèle économique. Contrairement aux contrats de commercialisation directe, dans lequel la centrale photovoltaïque continue de bénéficier d’une rémunération garantie par l’Etat, le PPA conclu avec un client privé ou public, concerne une centrale non subventionnée. Il permet de sécuriser des revenus sur le long terme auprès d’un acheteur qui assume également le risque de baisse des prix.
Ce modèle est appelé, selon moi, à prendre une importance croissante. Les PPA solaires classiques sont désormais bien établis, mais le secteur photovoltaïque subit depuis environ deux ans une pression accrue : multiplication des prix négatifs, mesures de redispatch et restrictions de marché réduisent les volumes d’électricité effectivement valorisés.
À cela s’ajoute la raréfaction des capacités de raccordement au réseau dans une grande partie de l’Europe. L’hybridation permet précisément de mieux valoriser cette ressource devenue rare. L’objectif n’est donc plus seulement de maximiser la production d’électricité, mais d’optimiser à la fois l’utilisation du raccordement et la valeur de l’énergie produite.
C’est pourquoi les projets hybrides ne me paraissent plus relever d’un marché de niche : ils sont en train de devenir la norme pour les futurs projets. À terme, la batterie pourrait devenir un composant aussi naturel d’une centrale photovoltaïque que l’est aujourd’hui l’onduleur.
« Grâce à la flexibilité offerte par la batterie, nous pouvons transférer l’électricité des périodes hors pointe vers des périodes précieuses et à prix élevé »
PS : En quoi un PPA hybride devient-il le modèle économique le plus pertinent ?
AD : Il existe plusieurs modèles de commercialisation de l’électricité : le pay-as-produced, le pay-as-nominated ou encore le pay-as-forecasted, c’est-à-dire un règlement fondé sur la quantité d’électricité annoncée la veille, l’exploitant supportant alors le risque lié aux écarts de production – ndlr.
Une centrale photovoltaïque seule ne peut pas garantir un profil de production parfaitement régulier. Dans un modèle classique de pay-as-produced, la rémunération dépend donc directement de ce que permettent l’ensoleillement et les conditions météorologiques. Le producteur ne supporte pas le risque lié à l’intermittence.
Le PPA hybride change cette logique. Grâce à la flexibilité apportée par la batterie, l’électricité peut être déplacée des périodes où elle a peu de valeur vers les heures où elle est davantage recherchée et mieux rémunérée. On passe ainsi d’un modèle de paiement fondé sur la production réelle à un modèle pay-as-nominated, dans lequel un profil de livraison est défini à l’avance.
Nous nous engageons alors à fournir ce profil au sein du groupe d’équilibrage de l’acheteur, quelles que soient les conditions météorologiques. Un risque d’écart subsiste toutefois, même avec une batterie. Il est alors pris en charge par un tiers – généralement un agrégateur, un responsable d’équilibre ou un optimiseur – qui compense si nécessaire le volume manquant en mobilisant de l’électricité issue de son propre portefeuille.
PS : Un mot du projet PPA hybride que MaxSolar a récemment conclu avec DB Energy : pourriez-vous expliquer exactement comment fonctionne le marketing pour ce PPA hybride – en particulier le principe du paiement nominal et le rôle que joue le stockage par batterie ?
AD : Pour de nombreux acheteurs, notamment industriels, la fiabilité et la prévisibilité sont essentielles. Il ne s’agit pas seulement d’obtenir une électricité compétitive, mais aussi de pouvoir planifier les volumes livrés et de sécuriser l’approvisionnement. C’est sur cette base que nous avons construit dès le départ notre modèle avec DB Energie, car il crée de la valeur pour les deux parties.
Nous nous éloignons ainsi du schéma traditionnel pour offrir à DB Energie davantage de visibilité, de fiabilité et de flexibilité. Concrètement, le pay-as-nominated signifie que MaxSolar définit avec DB Energie les volumes à livrer, les périodes concernées et les conditions de prix, en s’appuyant sur des prévisions de production et des calendriers de livraison.
Pour l’acheteur, l’intérêt est majeur : il peut mieux organiser ses propres opérations et intégrer plus facilement cette électricité renouvelable dans son portefeuille d’approvisionnement. Le stockage joue ici un rôle déterminant, puisqu’il permet d’adapter le moment de la livraison aux besoins réels du client.
C’est précisément tout l’intérêt de la batterie : garantir qu’une quantité donnée d’électricité puisse être délivrée au moment où elle est attendue, plutôt que simplement au moment où elle est produite.
« Les PPA hybrides devraient devenir la nouvelle norme dans les six à douze prochains mois »
PS : Quels pièges peuvent survenir lors de l’entrée dans un PPA hybride, et comment ces modèles peuvent-ils être plus attractifs pour les acheteurs sans implication directe sur le marché de l’énergie ?
AD : Il faut rester pragmatique. L’ajout d’une technologie de stockage ne transforme pas à lui seul un PPA photovoltaïque en un modèle contractuel entièrement nouveau. Au fond, il s’agit toujours d’une centrale qui commercialise son électricité et d’un acheteur qui définit à quel prix, pour quels volumes et sur quelles périodes il est prêt à l’acquérir.
Pour les clients industriels encore peu familiers avec ces mécanismes, je recommande d’abord de bien s’informer. La deuxième étape consiste à clarifier en interne les priorités en matière d’approvisionnement en électricité renouvelable. Par le passé, la démarche était souvent assez simple : « Nous avons besoin d’électricité verte, signons un PPA solaire. » Cela a conduit à la signature de nombreux contrats qui ne répondaient pas toujours aux besoins réels des acheteurs.
En cas de doute, il peut donc être utile de se faire accompagner par un expert ou un consultant indépendant. Mon propre point de vue reste celui d’un acteur de la commercialisation. Mais il me paraît tout aussi important que producteurs, consultants, marketeurs et régulateurs continuent à partager leurs retours d’expérience et leurs connaissances.
Les PPA hybrides restent encore nouveaux pour une partie du marché, mais ils pourraient devenir très rapidement un standard. À mon sens, d’ici six à douze mois, ils seront beaucoup plus familiers à l’ensemble des acteurs. L’enjeu n’est donc plus de s’en méfier, mais de comprendre comment les structurer correctement et les adapter aux besoins de chaque acheteur.
