Sur un marché désormais tiré par la demande des entreprises et des collectivités – non plus par des dispositifs de soutien d’Etat –, la moitié de la croissance attendue à court terme sera portée par des contrats d’approvisionnement direct de clients. Les premiers « Power Purchase Agreements » se nouent à l’étranger, la faiblesse du coût du kWh nucléaire (42 centimes) retardant la parité avec celui de l’électricité verte sur le marché français.

Avec 20,1 TWh d’électricité d’origine renouvelable générés sur le territoire national en 2018, la production d’Engie atteint le double de la consommation de ses 2,6 millions de clients. Visant un mix 100 % renouvelable en 2050 en France¹, l’entreprise prévoit d’y doubler sa capacité éolienne et de quadrupler sa capacité solaire d’ici 2021, secteurs dans lesquels elle s’annonce leader (14 % de parts du marché national sur ces deux énergies fin 2018), se classant n° 2 dans l’hydraulique.
Au plan mondial, le groupe affiche 24 GW de puissance installée² – située à 55 % en Amérique latine et 37 % en Europe - dont 18 GW détenus à 100 %. « Sur les trois dernières années, il a divisé par deux ses émissions de gaz à effet de serre, après la cession d’activités dans le charbon et l’amont du gaz et du pétrole », souligne sa directrice générale adjointe, Gwenaëlle Avice-Huet.

Deux tiers des nouvelles capacités électriques

Thierry Kalfon, directeur général de la Global Business Line Renouvelables, trace « un parallèle entre la spectaculaire baisse des coûts de production en dix ans – divisés par deux pour l’éolien et par dix pour le photovoltaïque³ – et la hausse de la production : les deux tiers des nouvelles capacités de production électriques installées dans le monde sont renouvelables. Chaque année, les capacités renouvelables construites (170 GW en 2018⁴) excèdent la puissance du parc français (133 GW) ».

De 2017 à 2040, l’Agence internationale de l’énergie prévoit une augmentation de capacités d’un facteur 10 pour le photovoltaïque, 5,5 pour l’éolien et 1,6 pour l’hydro-électricité. D’ici 2050, Bloomberg New Energy Finance projette une baisse de coût de 43 % pour l’éolien terrestre, 49 % pour le photovoltaïque et 56 % pour l’éolien en mer.

Des contrats de plus en plus complexes

Engie vise 9 GW de capacités additionnelles de 2019 à 2021 – dont 8,5 sont en construction, en service ou sécurisés. Selon Gwenaëlle Avice-Huet, « 50 % des nouveaux projets seront des Power Purchase Agreements (PPA) », des contrats sur mesure de long terme directement conclus avec le client. Ces Corporate PPA connaissent un vif essor (13,4 GW en 2018 contre 6,1 en 2017, principalement aux Etats-Unis).
« Le consommateur demande une électricité verte telle que la requièrent ses process (24 h/24 et 7 j/7) et non telle que l’énergéticien la produit, observe la DGA. Le producteur doit donc faire son affaire de l’intermittence en agrégeant diverses énergies (hydraulique en base, solaire et éolien sur différentes plages horaires) voire du stockage (batteries lithium-ion). » Engie construit à Tonstad (Norvège) un parc éolien (208 MW) qui fournira le fabricant d’aluminium Hydro pendant vingt-cinq ans.

Sur cette même durée, Voltalia a signé les deux premiers PPA français au printemps. Le producteur alimentera la SNCF, à partir de trois fermes solaires qui seront créées dans le Gard et le Var, et le groupe Boulanger en électricité d’origine éolienne et photovoltaïque. La RATP prépare aussi un contrat d’achat direct.


1 : où la part d’ENR dépasse aujourd’hui 60 % du bilan.
2 : soit 1 % de la capacité mondiale
3 : moins 88 % pour le PV, 50 % pour l’éolien terrestre et 57 % pour l’offshore depuis 2009, selon Bloomberg NEF.
4 : 100 GW en solaire, 50 en éolien, 20 en hydraulique.