Depuis la crise énergétique de 2022, marquée par la flambée des prix et la fin annoncée de l’ARENH, les consommateurs cherchent des solutions plus stables et durables. Les PPA, Power Purchase Agreements apparaissent comme une réponse crédible aux aléas du marché, permettant de sécuriser à long terme des volumes d’électricité renouvelable à prix convenu. Bien que les volumes de PPA intégrés soient calibrés en fonction du profil de consommation prévisionnel, il arrive qu’en pratique le client ne consomme pas toute l’électricité qui lui est attribuée. Ce surplus doit alors être replacé au marché spot, souvent à des conditions défavorables, ce qui génère un risque financier significatif. Ce risque de non-consommation est inhérent à tout PPA, qu’il soit individuel ou mutualisé. Le travail mené a consisté à simuler plusieurs scénarios de consommation pour deux cas concrets (un parc solaire et une UVE), afin d’évaluer le coût potentiel de ces écarts. L’étude compare aussi deux modalités de couverture : d’une part, une structuration à prix fixe (PPA + profil complémentaire à prix fixe), où le risque repose principalement sur le fournisseur, qui facture finalement un volume de complément inférieur aux prévisions ; d’autre part, une structuration intégrant une part indexée sur le marché spot, dans laquelle le risque est transféré au consommateur, sa facture étant ajustée en fonction de sa consommation réelle. Les simulations permettent d’estimer une borne supérieure du risque financier et démontrent que l’intégration d’une composante spot est essentielle pour garantir la viabilité de tel montages.