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- On entend beaucoup parler de la fin des contrats d’obligation d’achat. Pourquoi est-ce un sujet aussi important pour les propriétaires de centrales photovoltaïques ?
- Sur le terrain, quelles questions entendez-vous le plus souvent chez les agriculteurs et les entreprises concernés ?
- Concrètement, que risque un producteur qui ne prépare pas cette échéance ?
- Quelles alternatives aux tarifs d’achat s’offrent aujourd’hui aux producteurs ?
- Si vous aviez un conseil à donner à un propriétaire dont le contrat arrive bientôt à échéance, lequel serait-il ?
On entend beaucoup parler de la fin des contrats d’obligation d’achat. Pourquoi est-ce un sujet aussi important pour les propriétaires de centrales photovoltaïques ?
Parce que c’est la fin d’une époque. Pendant vingt ans, un producteur signait un contrat, revendait toute sa production à un tarif fixe qui était avantageux. Ce cadre a permis au solaire français de se construire, et il a bien fonctionné.
Aujourd’hui, les premiers contrats arrivent à échéance et cette page se tourne progressivement.Et pour les exploitants, ça change tout : du jour au lendemain, l’électricité qu’ils produisent n’a peu ou prou plus de prix garanti. Leurs centrales, elles, sont toujours là et peuvent encore produire plusieurs décennies.
Sur le terrain, quelles questions entendez-vous le plus souvent chez les agriculteurs et les entreprises concernés ?
La première question, c’est toujours la même : « combien je vais gagner après ? ». Les gens ont vécu vingt ans avec un revenu connu à l’avance, et ils veulent savoir à quoi ressemble l’après. C’est légitime, mais il n’y a pas de réponse unique : cela dépend de l’état de la centrale, de son profil de production, de ce qu’il y a autour d’elle, et du modèle économique qu’on choisit derrière.
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On a aussi le : « mais qu’est-ce que je dois faire, concrètement ? ». Et là, la réponse commence par un état des lieux de l’installation. Production réelle comparée à la production attendue, état des modules, des onduleurs, de la structure, du raccordement. Tant qu’on n’a pas ce diagnostic, on ne peut rien décider de sérieux, parce que c’est lui qui détermine les options ouvertes.
Après quinze ou vingt ans de production, il y a presque toujours des choses à reprendre : modules moins performants ou abîmés, onduleurs en fin de vie, etc. C’est tout l’intérêt du repowering : on remplace ce qui doit l’être, on corrige les faiblesses, et on peut augmenter la puissance en profitant du raccordement existant. On repart alors sur une centrale plus performante qu’à sa mise en service, pour vingt ans de plus.
Ensuite seulement vient la question de la valorisation de l’électricité : vente sur le marché, autoconsommation individuelle ou collective, selon ce qu’il y a autour du site. Ce que je dis souvent aux producteurs, c’est qu’il n’y a pas de solution standard. Deux centrales identiques sur le papier n’appelleront pas la même réponse si l’une est isolée en pleine campagne et l’autre à côté d’une zone d’activité.
Concrètement, que risque un producteur qui ne prépare pas cette échéance ?
Premièrement, perdre son point d’injection qui a été financé il y a 20 ans et possède une valeur importante dans un contexte où une saturation importante des réseaux est présente en France.
Ensuite, une décision prise dans l’urgence. Quand l’échéance est passée, on signe ce qui est disponible, pas ce qui est optimal. On perd toute capacité d’anticipation et de négociation.
Enfin, et c’est le plus dommageable : Ne pas profiter du levier extraordinaire des dernières années qui permettent de financer en grande partie la globalité du projet. On laisse une centrale se dégrader. Une installation qui n’est plus suivie, dont les garanties sont expirées et dont on ne surveille plus les performances, perd en production année après année. À l’arrivée, le propriétaire se retrouve avec un outil fatigué qu’il aurait pu remettre à niveau pour vingt ans de plus.
Quelles alternatives aux tarifs d’achat s’offrent aujourd’hui aux producteurs ?
Il existe plusieurs voies, et elles se combinent souvent. L’autoconsommation, individuelle ou collective, la vente directe sur le marché, via un agrégateur, avec des formules plus ou moins sécurisées selon la tolérance au risque, et le stockage.
L’autoconsommation collective, c’est le modèle qui nous semble le plus prometteur, parce qu’il répond à une logique simple : l’électricité produite ici est consommée ici. Un exploitant alimente l’atelier voisin, l’école du village, une entreprise de la zone d’activité. Le producteur sécurise un revenu sur la durée, avec un prix négocié directement entre les parties et donc beaucoup plus lisible que le marché spot*. Les consommateurs, eux, accèdent à une électricité locale à un tarif stable.
Ce qui rend ce modèle solide, c’est qu’il ne repose sur aucune subvention. Il tient parce qu’il est économiquement juste pour tout le monde. Et il crée quelque chose que le tarif d’achat ne créait pas : un lien concret entre une centrale et son territoire.
Si vous aviez un conseil à donner à un propriétaire dont le contrat arrive bientôt à échéance, lequel serait-il ?
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Gérer, c’est anticiper. C’est ce que font nos clients pour leur activité principale, et grâce à l’expertise de Feedgy, ils peuvent faire de même avec leur centrale solaire. Nous mettons à leur disposition des outils d’aide à la décision qui permettent d’évaluer précisément l’intérêt de ce type d’opération et de se projeter concrètement sur les prochaines décennies, avec une stratégie énergétique définie dès aujourd’hui.
*marché spot : marché de l’électricité où l’énergie est vendue à court terme au prix du marché, qui évolue en fonction de l’offre et de la demande.
