La loi portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) a été promulguée le 8 décembre 2010. Elle a mis en place l’accès régulé des fournisseurs alternatifs à l’électricité produite par les centrales nucléaires d’EDF (ARENH). Ce dispositif de l’ARENH repose sur trois piliers : un volume maximal d’électricité d’origine nucléaire garanti pour les fournisseurs ; l’adaptation des tarifs réglementés de vente de l’électricité : un prix de l’ARENH reflétant les conditions économiques de production de l’électricité des centrales nucléaires.
Le troisième pilier est crucial pour le simple fait que le prix de l’ARENH ne doit être ni trop haut par rapport au coût de production de l’électricité nucléaire (ce serait pénaliser les fournisseurs), ni trop bas (ce serait pénaliser le producteur, à savoir EDF). Il s’agit donc essentiellement d’une question de « juste » transfert de marge (ou de « rente nucléaire ») entre producteur et fournisseurs.
Aussi, et afin d’assurer une juste rémunération à EDF et de garantir aux fournisseurs alternatifs des conditions économiques équivalentes à celles résultant pour EDF de l’utilisation de ses centrales nucléaires historiques, la loi stipule que le prix de l’ARENH doit être représentatif des conditions économiques de production d’électricité par les centrales nucléaires historiques sur la durée du dispositif.
En d’autres termes, le prix de l’ARENH doit refléter les coûts complets du parc nucléaire historique.
La loi NOME stipule que ces coûts complets sont composés :
Les ministres, en charge de la fixation du niveau de prix de l’ARENH, l’ont fixé à :
Cette légère hausse vise, dans une perspective de prudence, à permettre à EDF de réaliser les investissements de sécurité nécessaires dont le niveau et le calendrier sont particulièrement incertains suite à l’accident de la centrale nucléaire japonaise de Fukushima.
Certains paramètres tels que le coût de démantèlement restent difficiles à évaluer et illustrent le problème de l’objectivité et de la vérification des coûts complets du parc nucléaire français. Ainsi, certains producteurs alternatifs avancent que le prix de l’ARENH se situe entre 5 et 7 €/MWh plus haut que la réalité. Au contraire, EDF prône que ce niveau de prix est le minimum lui permettant de couvrir l’ensemble des charges.
Notons enfin que bien d’autres dispositifs auraient pu être imaginés :
La loi portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (NOME) a été promulguée le 8 décembre 2010. Elle a mis en place l’accès régulé des fournisseurs alternatifs à l’électricité produite par les centrales nucléaires d’EDF (ARENH).
A l’origine, la loi NOME, selon la Commission de régulation de l’énergie (CRE), avait pour objectif de permettre une ouverture effective du marché, et d’amoindrir l’impact du quasi-monopole sur le secteur de la production d’électricité nucléaire en France d’EDF. De son côté, la Commission européenne à la suite d’une procédure d’enquête au titre des aides d’Etat, a estimé que l’existence des tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité, combinée à l’insuffisance de l’accès des concurrents d’EDF à des sources d’électricité aussi compétitives que le parc nucléaire historique constitue un obstacle au développement d’une concurrence effective.
En effet, sur le marché de gros de l’électricité, chaque électron est vendu à un prix qui se fixe sur le coût marginal de l’électricité produite par la source primaire la moins compétitive à laquelle on doit faire appel (centrale thermique, par exemple). Or, l’électricité nucléaire étant la plus compétitive, chaque électron produit par une centrale nucléaire génère une rente à son exploitant, dite « rente nucléaire ». Cette rente a permis pendant longtemps de construire des tarifs réglementés fondés sur les coûts marginaux liés à l’électricité nucléaire, que seul EDF a le droit de produire en France.
Dans ces conditions, il était légitime de s’interroger sur la réelle possibilité, pour un fournisseur alternatif, de proposer des prix compétitif au consommateur final, sans disposer d’une électricité produite au coût marginal du nucléaire.
Dans ce contexte, la loi NOME, s’inscrivant dans le prolongement des travaux de la Commission Champsaur, a pour objectif :
Avec une capacité installée de 3027 MW grâce à 2203 éoliennes installées en 2007, la France n'est située qu'au 5ième rang européen et la production annuelle (4,2 TWh) ne représente que 1% de la consommation totale d'énergie. Dans ce contexte, l'Etat a décidé de soutenir le développement du secteur en instaurant une obligation d'achat par Electricité de France, ou les distributeurs non nationalisés, de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent. L'arrêté du 10 juillet 2006, qui devrait être remplacé rapidement par un arrêté similaire du ministère en charge de l'Energie à la suite de son annulation par le Conseil d'Etat (voir l'interview de Marion Lettry dans ce bulletin), en définissait les tarifs d'achat et leur indexation annuelle pour les installations postérieures à la date de sa publication, le 26 juillet 2006. Connaître les principes de cette indexation, c'est mieux sécuriser le business plan de son investissement. Cet article met en évidence les conséquences de l'indexation annuelle sur les niveaux de tarifs d'achat de l'électricité d'origine éolienne on-shore sur les dix premières années du cycle d'investissement.
Si le tarif de rachat de base (Tb) de la production d'une éolienne on-shore est initialement de 8,2 c€/kWh si la demande complète a été déposée en 2006, l'investisseur doit en réalité tenir compte d'une procédure d'indexation tout au long de la vie de l'installation. Cette indexation est double et dépend principalement de la date de demande complète par l'exploitant, et non de la date de mise en exploitation de l'installation : ¨ l'indexation initiale à la date de la demande complète permet d'obtenir le tarif initial (T0) en multipliant le tarif de rachat de base (Tb) par un coefficient K(AA) dès le début de la mise en exploitation. Ce coefficient et le tarif initial dépendent de l'année de la demande complète (AA) : T0 = Tb • K(AA); l'indexation annuelle au 1er novembre permet d'obtenir le tarif courant (T) en multipliant le tarif de rachat de base (T0) par un coefficient L(11/AA, MM/YY) dès le 1er novembre de chaque année. Ce coefficient et le tarif courant dépendent de la date de la demande complète (MM/AA) et du mois de novembre considéré (11/YY) : T = T0 • L(11/AA, MM/YY).
Remarquons que pour un projet donné, l'indexation annuelle intervient tous les ans et le tarif de base est donc multiplié chaque année par le coefficient L du mois de novembre de l'année considérée. Les coefficients K et L dépendent ainsi de l'évolution de deux indices publiés mensuellement par l'INSEE l'indice du coût horaire du travail dans les industries mécaniques et électriques (ICHTTS1) et l'indice des prix à la production de l'industrie et des services aux entreprises pour l'ensemble de l'industrie (PPEI). On notera que si les indices ICHHTS1 et PPEI suivent une tendance exponentielle, il n'en est pas de même des coefficients K et L, qui sont définis à partir des indices ICHTTS1 et PPEI par une formule complexe.
Globalement, l'évolution des deux coefficients K et L subit toutefois chacune deux influences. Le coefficient K (tableau 1) évolue à la baisse avec le nombre d'année (le terme (0,98)(AA-07) décroit avec AA), mais aussi en fonction de l'évolution (pour le moment à la hausse) des deux indices de l'INSEE pour le mois de janvier de l'année de la demande (le second terme dépend de ICHTTS1(01/AA) et PPEI(01/AA)). De même, le coefficient L (tableau 2) subit l'influence de la valeur (pour le moment à la hausse) des deux indices de l'INSEE pour le mois de novembre de l'année considérée relativement à leurs valeurs à la date de la demande complète (le coefficient dépend de ICHTTS1(11/AA), ICHTTS1(MM/AA), PPEI(11/AA) et PPEI(MM/AA)). Il est donc a priori difficile de prévoir si, pour un projet futur, les coefficients K et L seront plus élevés qu'aujourd'hui, et a fortiori de comparer deux projets futurs, sans connaître l'évolution des indices de l'INSEE.
De fait, les indices ICHTTS1 et PPEI évoluent à la hausse depuis janvier 1999, mais autour d'une tendance plutôt exponentielle (graphes 1 et 2). En prolongeant les tendances des indices ICHTTS1 et PPEI, les tarifs de rachat devraient évoluer à l'intérieur d'une fourchette de 8,5 c€/kWh à 9,9 c€/kWh pendant l'année 2016 c'est-à-dire 1,4 c€/kWh de différence entre les plus fortes et plus faibles rémunérations (graphe 3).
Toutefois, à production donnée, pour une installation individuelle, la rémunération (mesurée en €/kWh) dépend fortement de la date de demande complète, par l’intermédiaire de la double indexation. En d’autres termes, à une date considérée, l’installation la plus ancienne n’est pas nécessairement et toujours la plus rémunératrice. En effet, l’investisseur doit bien choisir : ¨ le moment d’investir dans une installation nouvelle, car pour une année donnée, la rémunération varie de façon complexe avec le mois choisi pour la date de demande complète. Il est par exemple préférable (graphe 4) de procéder à une demande complète en janvier 2008 (orange) plutôt qu’en janvier 2007 (vert), ou en décembre 2008 (rouge), plutôt qu’en janvier 2009 (bleu).
Le rachat d'une exploitation existante en fonction du moment de la demande complète, car parmi les installations existantes, la rentabilité varie de façon complexe avec le mois et l'année de cette demande complète. A titre d’exemples (graphe 5), à la date d’observation de septembre, les demandes effectuées en janvier 2009 (8,4 c€/kWh) et janvier 2008 (8,7 c€/kWh) sont respectivement la moins et la plus rémunératrice. En décembre 2009 (vert), les demandes effectuées en novembre 2009 (8,4 c€/kWh) et janvier 2008 (8,8 c€/kWh) sont les moins et les plus rémunératrices.
Contrairement à l’intuition, les installations les plus rémunératrices (à production donnée) ne sont pas nécessairement celles dont la demande complète a été déposée le plus tôt. En effet, les demandes les plus anciennes ont certes pu bénéficier d’un nombre plus élevé de cash-flows successifs, indexés par différents coefficients d’indexation annuelle. Mais elles n’ont pas nécessairement bénéficié du plus fort tarif initial résultant de la multiplication du tarif de base par le coefficient K. De surcroit, les résultats de notre analyse découlent du fait que les indices ICHTSS1 et PPEI sont supposés continuer à évoluer sur leurs tendances à la hausse, entraînant avec eux une hausse continue des coefficients K et L. Conscient de l’incidence, d’une part, de la valeur des coefficients d’indexation sur les tarifs de rachat futurs et, d’autre part, de l’évolution des indices de l’INSEE sur la valeur des coefficients d’indexation, Zelya Energy a mis en place un outil de modélisation robuste permettant d’estimer les revenus tarifaires attendus de la production d’électricité d’origine éolienne sur l’ensemble du cycle d’investissement, pour l’élaboration d’un business plan d’un investissement dans une installation nouvelle ou d’un rachat/d’une cession d’un parc éolien existant. Cet outil économique est un complément indispensable à l’évaluation technique de la production (par la vitesse du vent) et de l’établissement d’un business plan financier complet (estimation de coûts, calcul des cash-flows disponibles et de la valeur actualisée nette) dans le cadre d’une opération de due-diligence.
Que vous soyez en charge du développement ou que vous envisagiez l’acquisition d’une centrale de production d’électricité décentralisée en projet, notamment à partir d’énergies renouvelables (solaire, éolien, hydraulique, biomasse, etc.), vous devez vous assurer que son dimensionnement électrique sera bien conforme aux prescriptions techniques fixées par la règlementation (la Direction Générale de l’Energie et du Climat ou DGEC) et approuvées par le régulateur (la Commission de régulation de l’énergie ou CRE).
Surtout, vous souhaitez optimiser les délais et les coûts de raccordement, variables-clés de la maîtrise opérationnelle et de la valorisation financière de votre projet, en anticipant les solutions de raccordement de référence que vous chiffreront les gestionnaires de réseaux de transport (RTE) ou de distribution (ERDF, GEREDIS, etc.) d’électricité dans leurs études de raccordement ou dans leurs propositions techniques et financières (PTF).
Votre projet de centrale de production d’électricité, qu’il soit structuré en une ou plusieurs unités de production
① relève de votre responsabilité (propriété, exploitation) jusqu’au poste de livraison
② lequel matérialise la limite de propriété
③ et d’exploitation entre l’installation intérieure et la liaison de raccordement.
④ C’est la liaison de raccordement qui vous raccorde à l’infrastructure-source
⑤ du réseau de distribution ou de transport d’électricité : elle est dédiée à votre projet de centrale, financée par vous, mais c’est le gestionnaire de réseau qui en est le propriétaire et l’exploitant exclusif.
Une solution de raccordement comprend la liaison de raccordement et l’infrastructure-source de raccordement. Le gestionnaire de réseau décrit, dans ses études et offres de raccordement (PTF, convention de raccordement), les modalités techniques et économiques de cette solution de raccordement :
Les délais de raccordement dépendent principalement des procédures administratives propres à la construction d’infrastructures de transport et de distribution d’électricité, que le gestionnaire de réseau va devoir mener en parallèle de la procédure de raccordement de votre projet de centrale (proposition technique et financière, convention de raccordement, convention d’exploitation, etc.).
Les délais de raccordement prennent fin à la mise en service du raccordement qui, pour certaines sources primaires d’énergie renouvelable, correspond au début du bénéfice de l’obligation d’achat.
Les coûts de raccordement, qui sont chiffrés par le gestionnaire de réseau, couvrent la construction de la liaison de raccordement, mais n’incluent pas les équipements électriques de l’installation intérieure. L’ensemble de ces coûts est à votre charge, mais vous ne serez ni le propriétaire, ni l’exploitant de la liaison de raccordement, puisque la limite de propriété est située au poste de livraison.
Ces coûts de raccordement sont distincts des coûts d’accès au réseau que vous devrez acquitter en période d’exploitation de votre centrale, une fois celle-ci raccordée et mise en service.
En principe, un projet de centrale est raccordé au réseau territorialement compétent qui exploite les infrastructures à la tension de raccordement qui est cohérente avec la puissance du projet. Le projet doit également être raccordé de façon individualisée en antenne au poste-source le plus proche, où la tension supérieure est disponible.
En réalité, le gestionnaire de réseau est souvent conduit à étudier d’autres solutions de raccordement qui peuvent être moins onéreuse ou plus rapides à mettre en œuvre. La solution optimale est la solution de raccordement de référence.
Toutefois, si le gestionnaire de réseau a, en contrepartie de son monopole territorial, l’obligation de proposer la meilleure solution de raccordement en termes de délais et de coûts, c’est bien au demandeur qu’il appartient de choisir la solution qu’il préfère. Le raccordement au réseau d’électricité relève donc d’une négociation qu’il appartient au développeur de mener.
A cet effet, la règlementation a prévu certains aménagements : obligation de mutualiser les coûts de raccordement de deux installations de production avec l’accord des développeurs respectifs, possibilité de faire détailler et justifier les délais et les coûts de raccordement chiffrés par le gestionnaire de réseau, possibilités pour le développeur de projet de choisir un raccordement à un réseau voisin si le réseau de desserte local propose un raccordement moins intéressant, raccordement à la tension supérieure (transport au lieu de distribution), raccordement en ligne directe au réseau de transport sans se raccorder au réseau de distribution, raccordement indirect de producteurs situés en amont d’une infrastructure commune, etc.
Identifier les réseaux de raccordement auxquels votre projet peut se raccorder compte tenu de ses caractéristiques techniques, du montage juridique et de sa localisation
Analyser la possibilité et l’opportunité de mettre en œuvre les spécificités offertes par la règlementation ou la régulation
Anticiper les solutions de raccordement que ces gestionnaires de réseaux pourront identifier ou que vous pourrez lui proposer de prendre en compte (antenne, coupure, dérivation)
Estimer la capacité disponible de raccordement et anticiper le tracé de la liaison de raccordement
Fournir une première estimation comparative des coûts et des délais associés à chacune des solutions de raccordement
L’étude des conditions techniques de raccordement d’une centrale conventionnelle ou renouvelable aux réseaux de transport ou de distribution d’électricité est un complément de la due diligence technique.
Elle s’impose lorsqu’il est nécessaire d’examiner plus spécifiquement et en détail si le raccordement est optimisé d’un point de vue technique et électrique (niveau acceptable de pertes en ligne jusqu’au point de livraison, taux d’indisponibilité et effacements raisonnables au niveau du réseau,…), et, plus généralement, si le dimensionnement et les conditions d’exploitation de l’installation électrique intérieure sont compatibles avec celle de la liaison de raccordement aux réseaux électriques.
Plus précisément, elle vise à :
identifier les incohérences éventuelles entre le dimensionnement et les conditions d’exploitation de l’installation intérieure et de l’infrastructure de raccordement
valider les caractéristiques techniques du raccordement
quantifier les incertitudes et les risques pouvant avoir un impact négatif sur le productible du parc
préconiser des hypothèses réalistes sur ces caractéristiques techniques pour le modèle d'évaluation financière
recommander, lister et hiérarchiser les conditions suspensives appropriées ou les améliorations possibles
Pour un parc ou une centrale en projet, il est possible de compléter l’analyse des seuls documents généralement disponibles (étude de raccordements, proposition technique et financière) par une analyse prospective de la convention de raccordement, de la convention d’exploitation et du contrat d’accès au réseau prévisibles, compte tenu de la règlementation et de la régulation en vigueur
Le coût du capital est généralement calculé comme la somme pondérée des coûts des différentes sources de financement utilisées par une firme : fonds propres et dette, dans leur distinction habituelle. Le Coût Moyen Pondéré du Capital est un élément fondamental de la finance d’entreprise. Les analystes financiers, les investisseurs l’emploient systématiquement quand ils cherchent à valoriser et sélectionner leurs investissements, qu’il s’agisse d’actions ou de projets industriels. Il sert ainsi de taux d’actualisation appliqué aux flux futurs de trésorerie pour dériver une valeur actualisée nette, ou encore de valeur seuil pour estimer la rentabilité d’un investissement. Dans les industries de réseaux soumises à régulation, le CMPC fait de plus l’objet d’une détermination par les régulateurs qui affecte directement les revenus des opérateurs. Appliqué à la Base d’Actifs Régulés pour obtenir la charge du capital, le taux fixé est une valeur sensible dans la tarification des infrastructures orientée coûts (les charges opérationnelles et d’investissement étant de nature plus explicites).
Le coût de la dette avant impôt est habituellement modélisé par la formule :
CD = Rf + d,
Le Modèle d’Evaluation Des Actifs Financiers est le plus communément utilisé pour déterminer le coût des fonds propres après impôt:
CE = Rf + β.EMRP,
Ainsi, compte tenu du traitement fiscal privilégié de la dette, une formulation après impôt du coût du capital est :
CMPC = (1-g).( Rf +β.EMRP)+g.(1-t) ( Rf +d),
où : g est le levier d’endettement, et t, le taux d’imposition
En théorie, les paramètres du CMPC utilisé en finance d’entreprise sont déterminés de façon exclusivement prospective sur la durée de l’investissement (même si, parfois, dans ce but, les évolutions passées servent de référence). Par exemple, le beta calculé à partir des données de marché est ramené à un beta économique dépouillé de l’effet de l’endettement sur le profil de risque de l’entreprise, puis « ré-endetté » avec un levier prévisionnel. Le CMPC utilisé dans les calculs de valorisation devrait être constamment mis à jour en fonction des données les plus récentes, comme le taux sans risque en vigueur.
Pour les régulateurs, le souci de la stabilité du taux, invariant pendant la période de régulation, est un critère prédominant dans leur jugement. Cela permet d’apporter une certaine visibilité aux opérateurs. Les taux régulés se distinguent aussi en ce qu’ils incorporent des paramètres « normatifs » plutôt que prospectifs. Par exemple, un opérateur dont la structure financière est clairement « sub-optimale » et vouée à le rester pendant un certain temps ne devrait pas être sur-rémunéré de ce fait. A noter que pour ce paramètre g, les régulateurs des infrastructures énergétiques considèrent des valeurs comptables (en pourcentage de la BAR) plutôt que des valeurs de marché, tel que cela est pratiqué dans la finance d’entreprise traditionnelle.
Par rapport aux sociétés de bourse, les régulateurs sont enfin confrontés à la question de la différenciation des CMPC normatifs selon le type d’infrastructure. Beta est le paramètre dont la détermination est, à cet égard, la plus délicate. Mais cela ne doit pas pour autant conduire au choix d’une valeur correspondant à celle du groupe coté multi-activités qui incorpore celle faisant l’objet de l’analyse, même si le raisonnement sur son profil de risque spécifique s’appuie essentiellement sur des considérations qualitatives. La définition du CMPC est simple. L’estimation de chacun des paramètres qui le composent est en revanche un exercice complexe dès lors que l’on s’y attèle avec un niveau de rigueur à la mesure des enjeux. Dans la pratique, les analystes financiers tendent à négliger ce calcul pour communiquer essentiellement sur les divers développements susceptibles d’affecter les flux de trésorerie prévisionnels. Des méthodes alternatives, comme celle de l’Arbitrage Pricing Theory qui contourne le choix d’une structure financière unique dans l’actualisation des flux de trésorerie, sont aussi employées. Avec la BAR, les régulateurs ont moins de latitude pour ajuster les prix sans toucher au CMPC. Par ailleurs, ils se doivent aujourd’hui de communiquer, voire consulter, de façon plus transparente sur ce taux, ou plutôt ces taux par classe d’actif. Mais les choix restent parfois insuffisamment motivés ou peu robustes à l’analyse en dépit des apparences.
A l'instigation de la Commission de Régulation de l'Energie et en collaboration avec le cabinet PMP, Zelya a mené une étude originale sur le CMPC en deux volets. Le premier a consisté à réaliser un benchmark « intelligent » des taux retenus par les autres régulateurs énergétiques européens. Ceux-ci en eux même présentent peu d'intérêt quand on veut les comparer à la situation française. Ils ont été donc été retraités infrastructure par infrastructure, dans un premier temps pour qu'ils recouvrent les même définitions (taux avant ou après impôt, nominal ou réel) et portent sur le même contexte économique (impôts). Ils ont ensuite été ajustés par rapport aux BAR qui, elles-mêmes, n'ont pas le même périmètre selon les régulateurs. Enfin, un dernier traitement d'ordre plus qualitatif a porté sur l'appréciation de l'impact du système de régulation (price-cap, pass-through, risque volume, etc.) sur le profil de risque de l'activité par rapport au cadre français. Cela a permis de comparer les taux étrangers de façon nettement plus pertinente qu'avec un benchmark « brut ». Le deuxième volet est le plus classique « calcul interne », paramètre par paramètre. Celui ci s'est appuyé sur une pluralité de sources dont les données recueillies auprès des régulateurs, la littérature économique et les informations de marché retraitées à partir de données Bloomberg. Pour différencier l'analyse par activité, un benchmark opérateurs (beta, g) était aussi nécessaire. La comparaison des résultats et des anciens taux régulés a ainsi permis au régulateur d'opérer un choix bien informé des nouvelles valeurs à retenir.
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