Entre gadget et modèle d’affaire

Si vous pensez que cet article s’applique à RER Hydro, vous n’avez pas tout à fait tord, mais c’est aussi le cas de centaines d’autre start-ups, très souvent dans l’énergie propre.

Commençons par une anecdote : Dans une exposition sur les énergies renouvelables, un groupe d’entrepreneurs propose d’enchâsser des cellules photovoltaïques dans les fenêtres d’édifices commerciaux. Je mentionne que leur concept est peu prometteur car ces cellules ne seront presque jamais dans un angle efficace par rapport au soleil. On me répond que ce n’est pas dramatique car leurs cellules vont aussi fonctionner la nuit, en utilisant l’éclairage intérieur des bâtiments. Je mentionne que l’électricité produite sera négligeable, et l’on me réplique encore que ce n’est pas grave, cela marche car l’aiguille bouge.

Cet exemple un peu extrême veut mettre en relief une chose : Ce n’est pas parce que ça marche qu’il y a un modèle d’affaire.

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Bien que cette remarque puisse s’appliquer à toutes sortes d’entreprises, les exemples les plus remarquables sont souvent liés à la production d’énergie propre. La raison en est d’ailleurs fort simple, le start-up qui réussira à produire de l’électricité sans émission de GES en étant compétitif sans subvention s’ouvrira des niches de marché colossales.

Le problème c’est que beaucoup d’investisseurs de tous les niveaux se font prendre par l’attrait de beaux gadgets, et se brûle les doigts. Le phénomène peut même prendre des proportions dramatiques s’il y a interventions politiques et subventions.  

Un indice qu’il y a anguille sous roche dans le modèle d’affaire d’un projet, c’est lorsque l’information chiffrée est inexistante ou extrêmement vague. Par exemple : ‘Notre coût de production de l’électricité est comparable à celui d’autres formes d’énergies renouvelables!’ Parle t’ont d’hydroélectricité patrimoniale à 2 cents par KWh, ou d’éolien offshore à 20 cents?

Les calculs de base

Les calculs associés au coût de production de l’électricité propre sont relativement simples, mais ils nécessitent d’inclure tous les détails. Comme le coût de la matière première est nul (eau, vent, soleil…), le coût de production de l’électricité se résume à cette simple formule :

Coût d’opération annuel  / KWh produit annuellement  =  coût par KWh

 Pour illustrer notre démonstration, nous allons voir quels seraient les éléments qui devraient être pris en compte dans le projet d’hydrolienne québécoise RER Hydro. (Sans émettre d’opinion sur un projet qui est possiblement très valable.)

Le coût annuel

 Il faut débuter avec le coût d’installation. Il y a premièrement le coût à la sortie de l’usine, qui peut varier du simple au double si la production est de deux unités par mois, ou de deux cents. (Pour utiliser le second coût, il faut être raisonnablement sûr que le marché permettra d’écouler ces 200 unités à tous les mois pendant 15 ans ou plus.) À ceci l’on ajoute le transport, les frais d’aménagement du site (Fondation, dragage….), les frais de mise en place (Location de navires et de main d’œuvre spécialisés), les coûts de câblage, de l’électronique de puissance, du raccordement au réseau, et les autre frais indirects comme les études, les permis, les audiences publiques, etc…

Le total de ce coût d’installation doit être amorti sur la durée de vie du produit. Cet élément du calcul est crucial. Par exemple, Hydro-Québec amorti ses barrages sur 120 ans, ce qui est réaliste, par contre les éoliennes doivent être amorti sur 20 ans, car leurs durée de vie utile n’est pas beaucoup plus longue. Pour les hydroliennes, une durée de vie moyenne de 50 ans serait idéale.

Les autres éléments du coût d’opération annuel sont : Le coût du capital (principalement les intérêts), les frais d’entretien (préventif et bris), la main d’œuvre d’opération et les frais généraux.

Pour des hydroliennes, il y a peu de frais d’opération, et le calcul des frais reliés au capital est simple. En considérant qu’il faut retirer les appareils de l’eau pour chaque entretien, il faut prévoir le coût d’extraction d’un appareil pour réparer un bris, et le coût des entretient préventifs où toutes les hydroliennes seront émergées pour changer soit les turbines, les génératrices, les joints d’étanchéité…. Une prévision d’entretien réaliste doit être proposée pour la durée de vie des appareils.

La production annuelle d’électricité

C'est là qu'il y a le plus souvent exagération avec les start-ups en énergies renouvelables, dans l’évaluation de la production annuelle d’énergie.

Par exemple, dans une zone jouissant d’un ensoleillement annuel de 2,000 heures, un panneau de 1,000 watts ne produira pas 2,000 KWh par an, mais 1,000 à 1,200 s’il est parfaitement positionné, sans ombrage et bien entretenu. Avec un angle approximatif sur le toit d’une maison urbaine, 8-900 KWh, encore moins s’il n’est pas nettoyé régulièrement.

Le nouvel éolien souffre aussi de toutes sortes d’abus : Puissance nominale basé sur des vitesses de vent non standard, appréciation exagéré des innovations (Il n’est pas possible d’augmenter de plus de 5 ou 10% le rendement des éoliennes géantes, c’est une loi de la mécanique des fluides.), courbe de puissance non réaliste (et surtout non vérifié), etc…

Pour les hydroliennes, elles sont soumises aux même lois physiques que les éoliennes. Si les puissances déclarées dépassent 50% de l’énergie cinétique incluse dans l’eau à ces même vitesses, il y a fabulation. Il faut aussi s’assurer que, comme l’éolien, la puissance nominale déclaré n’est pas en relation avec des courants d’eau inexistants ou très rares. Par exemple, si la puissance nominale est associé à un courant de 4.5 m/s, l’appareil ne produira que le huitième de cette puissance dans un courant (déjà très rapide) de 2.25 m/s. Finalement, il faut aussi être conscient que tous les fleuves et rivières ont des cycles annuels de débit associés aux saisons. Un site peut donc jouir d’un débit d’eau de 4-6 m/s au printemps et passer sous les 2 m/s le reste de l’année.

Les facteurs de réduction de coût

Pour l’instant, aucune nouvelle installation de production d’énergie propre ne peut être rentable sans subventions. Quel que soit le modèle choisi, toutes ces subventions sont sujettes aux aléas politiques, ce qui refroidi l’intérêt des investisseurs qui cherchent des modèles d’affaires viables à long-terme.

Pour l’hydrolienne de rivière, cet aspect est critique car il n’existe pas de programme de support spécifique pour ce produit. Ceci est un obstacle tangible pour obtenir un financement important. Si le modèle d’affaire prouve que l’énergie produite coûtera entre 3 et 6 cents par KWh sans subvention, l’entreprise pourra recevoir divers appuies publics qui favoriseront son financement. Si par contre les coûts de l’électricité produite sont entre 10 et 20 cents par KWh, il est peu probable que de nouveaux programmes de subventions soient développés, les gouvernements ayant déjà assez de problèmes à justifier leurs supports aux énergies éolienne et solaire.

La compétitivité dans un marché colossal

En faisant abstraction des règlements et subventions, les électricités éolienne et solaire sont peu attrayantes dues à leurs intermittences et leurs productions asynchrones avec la demande. Dans un libre marché, leurs valeurs seraient d’à peine plus de 50 ou 60% de l’énergie modulable concurrente la moins chère.

L’énergie des hydroliennes de rivière aurait une meilleure valeur puisqu’elle serait disponible en tout temps et ses variations saisonnières parfaitement prévisibles.

Dans tous ces cas, une taxe carbone significative, de l’ordre de 40 ou 50$ la tonne de CO2, permettrait un développement d’affaire stable pour les divers producteurs d’énergies propres. Une bourse d’échange des émissions de GES qui aura cette force nécessitera un consensus international qui ne verra pas le jour avant une ou deux décennies.

Conclusion

Les anges financiers, VCs et autres investisseurs stratégiques auraient avantage à être beaucoup plus exigent sur les détails du modèle d’affaire des start-ups proposant des nouvelles technologies. Il faut que la présentation de base soit claire sur les objectifs financiers et les avantages compétitifs, et que celle-ci soit supportée par une documentation détaillée disponible dès les débuts d’une négociation d’affaire.

Le travail de démonstration du modèle d’affaire doit donc faire parti très tôt du processus de développement d’une nouvelle entreprise, ne serais-ce que pour ne pas investir temps et argent dans un concept sans avenir.

Voici un exemple de document décrivant bien le modèle d’affaire associé au développement d’un nouveau produit :

 http://wind-do.com/web/PDF/2014/our_cost_of_electricity.pdf

Vous y noterez entre autres que l’évaluation de l’élasticité des variables principales peut aider à fixer les objectifs de développement et d’optimisation d’un  projet.

Note sur l’image : Des millions de dollars ont été investis pour développer ces serpents de mer. Aujourd’hui ceux-ci rouillent tranquillement quelque part en mer du Nord, beau gadget sans modèle d’affaire viable.

MODÈLE D’AFFAIRE D’HYDRO-QUÉBEC POUR L’EXPORTATION.

Résumé d’un mémoire présenté à la commission sur les enjeux énergétiques du Québec.

Tous conviennent de la nécessité d’augmenter de façon très importante la production d’énergie propre pour combattre la production de gaz à effet de serre, et de façon générale, pour réduire la pollution générée par la combustion d’énergie fossile.

La production d’énergie propre fait face à plusieurs problèmes qui peuvent se résumer en deux mots ; des coûts de production trop élevés et une disponibilité aléatoire ou insuffisante.

Le contexte

Les trois principales sources d’énergie propre sont l’hydroélectricité, l’éolien et le solaire. Mis à part le solaire qui est presque inexistant au Québec, le nouvel éolien et les nouveaux barrages hydrauliques produisent de l’électricité à des coût qui approche lentement la parité. Cette équivalence de coût est nécessaire pour favoriser une hybridation du système de production d’électricité. Alors que l’hydraulique offre un levier formidable pour compenser le caractère aléatoire de l’éolien et du solaire, il est impensable pour l’instant d’introduire dans le réseau de façon transparente de l’électricité hydraulique patrimoniale à 2c le KWh, de l’énergie éolienne à 11c et du solaire à 20-35c.

Le nouvel éolien et le nouvel hydraulique pourrait être introduit dans le réseau de distribution de façon transparente. Un barrage de 1000 MW pourrait être jumelé à 2000 MW de fermes éoliennes, et offrir une production 100% modulable équivalente à celle d’un barrage de 2000 MW. La seule contrainte physique, le barrage doit être muni de plus de turbines.

Dans un contexte où le Québec a une capacité de production électrique supérieure à ses besoins, et où une nouvelle production hybride d’énergie propre n’est pas compétitive avec l’énergie fossile américaine, cette merveilleuse opportunité est inutile.  

La proposition 

« On peut dire que près de 100% de l’électricité consommé au Québec est livré à partir des plus grands accumulateurs d’énergie électrique au monde »

On ne parle pas ici de pompage/turbinage, mais d’un système d’accumulation 100% efficace. Nous avons besoin d’électricité, nous ouvrons une valve, la demande baisse, nous fermons la valve.

« C’est notre capacité d’accumulation électrique qu’il faut vendre à l’exportation. »

Les américains (et les ontariens) ont investi de façon massive dans l’éolien, mais ils restent pris avec le problème de l’intermittence qui les empêche de fermer des centrales électriques à énergie fossile, même si certaines sont désuètes.

Plutôt que de tenter de vendre des nouveaux blocks d’énergie à l’exportation, il faut favoriser les échanges à parités. Par exemple, nous acceptons de livrer à demande 10 TWh d’électricité à l’un de nos voisins, et en échange nous acceptons d’acheter les même 10 TWh lorsqu’ils sont en situation de surplus. Il est déjà commun de payer plus cher pour l’électricité à demande en période de pointe, cette tendance va s’accentuer avec l’augmentation de la production d’énergie intermittente, (éolien et solaire) et les cas de surplus par période de grand vent sont connus en Europe. 

La vente d’électricité à 6c/KWh en période de forte demande permettrait à nos voisins de limiter la pression sur les ‘spot prices’ des périodes de pointes. Un achat des surplus de nos voisins, par exemple la nuit ou par grand vents, pourrait se faire à 3c/KWh, ce qui nous permettrait d’approvisionner la province à un coût comparable à celui de nos barrages patrimoniaux, mais en conservant notre hydroélectricité pour plus tard.

Une telle entente nous procurerait donc un bénéfice de 3 c/KWh, sans faire aucune ponction sur nos réserves énergétique.

Cette stratégie comporte aussi un levier politique important. Nos voisins du sud prennent très au sérieux, et avec raison, leur sécurité énergétique. Ce protectionnisme a été et demeure un obstacle à l’exportation d’électricité par Hydro-Québec. Dans un contexte d’échange paritaire, il n’y a aucune importation nette d’énergie, donc à priori la résistance politique tombe.

Les contraintes physiques

Cette stratégie commerciale n’est pas sans coût. Bien que le Québec aie des surplus de capacité électrique, nous avons encore une capacité de pointe insuffisante. Pour pouvoir offrir des échanges d’électricité à ses voisins, Hydro-Québec devra :

1-    Investir dans la capacité de pointe de production d’électricité de ses barrages. Par exemple un barrage ayant huit turbines pourra être augmenté à douze turbines. Sans augmenter la capacité annuelle, qui est tributaire du flux de la rivière harnaché, nous augmentons la capacité ponctuelle de production. Par contre, toute l’installation de base restant la même, le coût de cet ajout ne devrais pas dépasser les 10 ou 15% de ceux d’un nouveau barrage.

Peut-être n’est-il pas trop tard pour modifier la fonction des barrages de La Romaine?

2-    Il faudra aussi investir dans la capacité du réseau de distribution. Le réseau d’Hydro-Québec comporte beaucoup de redondances qui faciliteront la transition, mais la capacité de plusieurs segments devra être augmenté.

Dans le contexte d’un échange important d’électricité avec un profit net de 3 c/KWh, Hydro-Québec pourrait investir massivement pendant 5-7 ans et générer une activité économique supplémentaire très importante. Par la suite, les profits pourront être redistribué à son actionnaire.

Pour un Québec plus prospère,

François Gagnon  ing.

Président, Wind-Do Inc.