Marchés dérivés de l’électricité

 

LES PRODUITS DERIVES

 

DES MARCHES DE L’ELECTRICITE

 

RENOUVELABLE

 

Jean-Louis REMOUIT

Décembre 2019

 

 

 

LES GARANTIES D’ORIGINE

 

LES CERTIFICATS DE CAPACITE

 

LES MARCHES D’EFFACEMENT

 

LES CERTIFICATS D’ECONOMIE D’ENERGIE

 

 

Tout s’achète et tout se vend sur les places de marché de :

 

POWERNEXT : Le marché d’effacement des « obligés : le CEE

 

Le répertoire des garanties d’origine

 

EEX Négoce divers

 

EPEXSPOT Négoce direct du lendemain et intra-journalier

 

RTE : Certificats de capacité

 

 

 

INTRODUCTION

 

L’intermittence de l’énergie renouvelable couplée à l’absence de solutions de stockage au coût raisonnable a rendu l’équilibrage du réseau électrique sinon difficile du moins risqué.

Ce déséquilibre se traduit par une hausse ou une baisse de la fréquence nominale du courant de 50 hz dont l’écart trop élevé peut provoquer des dommages dans les appareils électriques en fonction, tant professionnels que domestiques.

 

Les autorités ont donc, parallèlement aux marchés financiers des plateformes de négoce de l’électricité entre producteurs et fournisseurs, tout un ensemble de garanties à long terme et à court terme permettant aux producteurs de disposer de solution d’équilibrage à leur avantage.

Ces marchés de l’équilibrage se sont joints aux marchés des certificats d’origine (certificats verts) et aux garanties de fourniture et aux capacités d’effacement.

 

Le marché européen est dès lors devenu une nébuleuse complexe où seuls les experts peuvent s’y retrouver, pendant que les consommateurs, ignorant tout de ces situations nouvelles, se montre, en l’absence d’informations diffusées par le ministère de l’écologie, tels un naturel rousseauiste.

 

Le ministère cache sous le tapis depuis longtemps deux choses :

 

-l’énergie renouvelable non stockable ne permet pas de décarboner l’atmosphère. Au contraire, l’équilibrage de l’intermittence oblige RTE à relancer des centrales à gaz en l’absence de vent ou de soleil. L’uniformité relative de la météo française sur son territoire ne permet pas de compenser quelque écart favorable qui pourrait se produire de l’est à l’ouest ou du nord au sud.

-la programmation de l’énergie de l’ADEME et par voie de conséquence du gouvernement ne permet pas d’être certain de disposer des puissances électriques suffisantes à la fois à long terme et en même temps en 2020 et plus tard lorsqu’une demande exceptionnelle de courant devra faire face à la pénurie renouvelable un hiver sans vent et sans soleil. A plusieurs reprises ces dernières années, RTE ayant relancé toutes les centrales à gaz disponibles, a du combler le trou avec la centrale à charbon de Saint-Nazaire.

 

Devant ces risques, RTE a renforcé les interconnexions électriques avec nos voisins et le gouvernement, en conformité avec les directives européennes, a mis en place la nébuleuse de places de marchés ici décrites.

 

L’Allemagne se montre directive dans la conduite de la transition énergétique française par le biais de l’OFATE. Comme l’indique son communiqué de presse du 19 janvier 2019, l’OFATE conduit la politique du traité franco-allemand d’Aix-la-Chapelle dont les 29 articles ont été ratifiés le 22 janvier de la même année. https://energie-fr-de.eu/fr/systemes-marches/actualites/lecteur/renforcement-de-la-cooperation-franco-allemande-avec-le-traite-daix-la-chapelle.html?file=files/ofaenr/01-actualites/01-documents-ofaenr/systemes-et-marches/2019/OFATE_communique_de_presse_OFATE_salue_renforcement_cooperation_franco_allemande_dans_energie_1901.pdf

L’OFATE, via les documents PDF que nous présentons dans cette étude dirige la transcription de ces articles en droit français, dont le cadre réalisé par la CRE figure in extenso en annexe. Disséminés dans les différents codes impactés tels le code de l’énergie ou de l’environnement ces articles sont dilués dans la législation au point que l’on n’est plus facilement en situation d’en faire la synthèse ou de réaliser un état des lieux qui est donc l’objectif de ce document.

Lorsque l’on saura que l’essentiel des places de marché citées a pour maison mère la Deutsche Bürse de Francfort, on comprendra mieux l’emprise politico-économique de la transition énergétique allemande sur la française avec les dégâts probables de l’intermittence et du retard de son déploiement au point que l’Allemagne deviendra importateur net d’électricité dès 2021.

 

 

 

Sources complémentaires:

Audition à la commission d’enquête parlementaire de M. Antoine Chapon, directeur adjoint de l’OFATE à Berlin au BMWi

http://www.assemblee-nationale.fr/15/cr-cetransene/18-19/c1819060.asp#P5_403

 

 

Les risques de blackout d’ici 2035 : https://www.contrepoints.org/2019/09/06/352971-electricite-vers-un-black-out-general-en-europe-en-2035

 

 

Les garanties d’origine :

file:///C:/Users/FAC_prof/Downloads/171207-276-AvisDecretMiseAuxEncheresGarantiesDorigine.pdf

 

 

Le cadre réglementaire des garanties d’origine

Comme le montre le graphique ci-dessus, les exploitants de parcs éoliens ont le choix soit de vendre leur production au prix garanti (85 €/MWh) [MECANISME DU TARIF D’ACHAT] ou bien de la vendre sur le marché EPEXSPOT [MECANISME DES QUOTAS] et de se faire délivrer un certificat d’origine qui est revendable 65 €/MWh soit à celui qui lui achète sa production soit à n’importe qui d’autre. Dans ce cas, son revenu est de 45 €/MWh +/- 10 € selon les valeurs fluctuantes sur EPEXSPOT auquel s’ajoute 65€ de certificat sur POWERNEXT.

Les certificats verts sont principalement utilisés dans les systèmes de soutien par quotas d’électricité verte. Dans ce type de mécanisme, la loi définit une catégorie d’acteurs obligés (les fournisseurs d’électricité par exemple), qui doivent détenir une part déterminée de renouvelables dans leur portefeuille d’approvisionnement. Afin de pouvoir attester de l’origine renouvelable de l’électricité, les fournisseurs achètent des certificats verts, délivrés par une autorité régulatrice aux installations de production d’électricité renouvelable pour chaque MWh généré. Si les fournisseurs ne satisfont pas à cette obligation, ils sont contraints de payer une amende (voir figure 2). Les quotas d’électricité verte sont des instruments de soutien basés sur les volumes, par opposition aux mécanismes basés sur les prix, tels que le tarif d’achat ou le complément de rémunération. Grâce à la vente des certificats, les opérateurs d’installations renouvelables enregistrent en effet un revenu complémentaire à celui issu de la vente de leur production électrique.

  • En 2001, l’Union Européenne met en place la directive 2011/77/CE pour la promotion des sources d’énergies renouvelables. L’un des objectifs de cette directive était d’atteindre une contribution à hauteur de 21% des sources d’énergies vertes dans le mix de la production électrique.
  • En France, la loi n°2005-781 du 13 juillet 2005, programme fixant les orientations de la politique énergétique met en place les contours de l’application du mécanisme de garantie d’origine en France. L’article 33 précise notamment que :
    1. Les garanties d’origine sont délivrées par les gestionnaires de réseau de distribution (Enedis) et de transport (RTE), aux producteurs raccordés à leurs réseaux ;
    2. Que ces garanties concernent l’électricité verte produite en France et injectée dans les réseaux.
  • En 2009, la directive 2009/28/CE engage chaque État membre à garantir l’origine de l’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables. Pour cela les états feront appel aux Garanties d’Origine.
  • La France a transposé par ordonnance, le 14 septembre 2011 (ordonnance n° 2011-1105), cette directive. Un arrêté du 15 janvier 2013 a sélectionné Powernext suite à un appel d’offres, qui assure donc la mission de Registre national des garanties d’origine de l’électricité.

 

 

La garantie d’origine du côté du producteur

Une garantie d’origine est émise à chaque MWh d’électricité provenant d’un moyen de production utilisant des origines renouvelables. Il y a deux chemins possibles :

  • L’électricité est vendue avec la garantie d’origine ;
  • L’électricité et la garantie d’origine sont vendues séparément. Dans ce cas, l’électricité vendue n’est plus considérée comme de l’électricité d’origine renouvelable, dans la mesure où son statut d’électricité verte a été séparé de sa caractéristique physique.

La garantie d’origine du côté du fournisseur

Afin d’assurer à la clientèle que l’électricité qui lui est vendue est d’origine renouvelable, deux solutions se présentent à lui :

  • Acheter directement de l’électricité à un producteur d’électricité renouvelable – donc dans ce cas l’électricité est vendue en même temps que la garantie d’origine ;
  • Acheter l’électricité à un producteur quelconque, et acheter une garantie d’origine séparément à un producteur d’énergie renouvelable. Ce dernier vendra par la suite son électricité comme de l’énergie non renouvelable.

Au contraire de l’historique EDF, de nombreux fourniseurs d’électricité assurent la provenance et la renouvelabilité de leur énergie avec les garanties d’origine. C’est notamment le cas de Mint Energie, Planète Oui ou Total Direct Energie.

 

 

 

Liste des membres enregistrés à Powernext le 13 novembre 2019

 

https://www.powernext.com/index.php/member/account-holders

 

 

Le consommateur final peut donc choisir son fournisseur avec ou sans option « électricité verte ».

Il peut même acheter son électricité grise, à l’ancienne, et se fournir en certificat vert (garantie d’origine) auprès d’opérateurs qui ne vendent que des certificats tel ORIGO :

 

Se fournir en électricité auprès d’un fournisseur proposant de l’électricité verte n’est pas obligatoire pour consommer de l’électricité verte issue de moyens de production dont le consommateur veut aider le développement et favoriser la transition énergétique. Il est en effet possible de livrer au consommateur, en toute transparence, une attestation officielle du teneur de registre Powernext de l’utilisation de garanties d’origine françaises. C’est ce que propose, par exemple, Origo, en tant que fournisseur de garanties d’origine. Le consommateur reste à côté libre de choisir le fournisseur d’électricité de son choix en fonction de son prix et de la qualité de son service client.

 

 

 

 

 

Le marché des garanties d’origine sur Powernext

 

Powernext a été désignée pour organiser la mise aux enchères des Garanties d’Origine issues des installations de production bénéficiant d’obligation d’achat ou de complément de rémunération. L’Etat est l’unique vendeur au cours de ces enchères.

 

 

Présentation générale des enchères

Les enchères permettent l’achat de Garanties d’Origine issues des installations de production bénéficiant d’un mécanisme de soutien. Ces centrales sont enregistrées sur le compte de la Direction Générale de l’Energie et du Climat (DGEC), selon les modalités décrites dans la section Enregistrement des installations. Seule la DGEC peut demander l’émission des Garanties d’Origine et décider de leur mise aux enchères. Pour chaque enchère, la DGEC décide de mettre en vente tout ou partie du volume de GO disponibles sur son compte pour une période de production donnée.

Déroulement de l’enchère

En amont de la tenue de l’enchère, Powernext publie la liste exhaustive des Garanties d’Origine émises par l’Etat et disponibles à l’achat via l’enchère sur l’interface dédiée ainsi que sur le site de Powernext, section Enchères.

Les acteurs enregistrés auprès de Powernext et d’ECC pour participer aux enchères disposent alors d’une période de 7 jours pour soumettre leurs ordres et adapter leurs limites de négociation. Au plus tard 2 jours après la tenue de l’enchère, les résultats sont publiés, et le paiement et la livraison des Garanties d’Origine effectués.

Accès à l’enchère

La participation aux enchères sera ouverte à toute société respectant entre autres les critères suivants :

  • Etre titulaire de compte sur le registre des Garanties d’origine tenu par Powernext
  • Accepter les Règles de l’enchère et adhérer à la Convention d’accès correspondante
  • Régler les frais annuels d’inscription aux enchères
  • Etre membre d’ECC et signer un contrat de clearing (plusieurs modèles de clearing seront proposés).

 

 

 

 

 

LE ROLE DE RTE

 

 

C’est RTE qui distribue les GO par tranche de MWh à partir des postes de livraison où sont raccordés les producteurs.

 

 

 

 

 

Les principes du mécanisme de capacité

Le mécanisme de capacité vise à assurer la sécurité d’approvisionnement électrique en France lors des périodes de pointe hivernale. Il s’appuie sur l’obligation de couverture de la consommation en heure de pointe par les acteurs obligés et sur la certification et la valorisation des capacités de production et d’effacement.

  • Les exploitants s’engagent à rendre leurs capacités (MW) disponibles pendant les périodes de pointe hivernale. En échange, RTE leur remet des garanties (certification) qu’ils peuvent vendre aux acteurs obligés.
  • Les acteurs obligés démontrent chaque année qu’ils sont en mesure de couvrir la consommation de leur périmètre pendant les périodes de pointe hivernale. Pour cela, ils acquièrent un montant équivalent de garanties. Les acteurs obligés sont les fournisseurs, ainsi que les gestionnaires de réseau pour leurs pertes et les consommateurs finals, qui, pour tout ou partie de leur consommation, ne s’approvisionnent pas auprès d’un fournisseur.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Le mécanisme des capacités en France

Le mécanisme de capacité français est unique en Europe, il est un outil clé pour assurer la sécurité d’approvisionnement en France permettant d’encourager les investissements dans des capacités de génération et d’effacement.

Le mécanisme de capacité Français permet de répondre à la demande croissante d’électricité aux heures de pointes et aux défis posés par l’augmentation de la part de production renouvelable connectée au réseau. Le mécanisme de capacité vise à encourager les investissements dans des unités de pointe et la diminution de la consommation durant les périodes de pointes.

En pratique, les acteurs obtiennent des certificats de capacité (chacun représente 0.1MW) qui correspondent à la capacité qu’ils peuvent fournir lors d’un pic de consommation. Les producteurs d’électricité ont l’obligation d’acquérir des certificats en fonction de la consommation de leurs clients en heure de pointe.

RTE (Réseau de Transport d’Electricité) est responsable de l’opération du mécanisme et du registre des capacités.

En 2016, EPEX Spot a exécuté la première enchère pour les certificats. Ce système, compensé par ECC, est connecté au registre afin de permettre la livraison des capacités.

 

 

 

 

Le mécanisme de capacité débute quatre ans en amont. Durant l’année de livraison, RTE signale les jours de pointe PP1 (pour les acteurs obligés) et PP2 (pour les exploitants), la veille pour le lendemain, durant lesquels les acteurs obligés et les exploitants de capacité devront remplir leurs engagements respectifs. Entre 10 à 15 jours PP1 et 10 à 25 jours PP2 peuvent être signalés chaque année, du 1er janvier au 31 mars et du 1er novembre au 31 décembre (hors week-end et hors vacances de Noël), sur les plages horaires 7h – 15h et de 18h – 20h.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

LES AGREGATEURS

 

 

L’agrégation est obligatoire pour les sites de production dont la puissance installée est inférieure à 1MW et les sites de consommation dont la puissance disponible est inférieure à 1MW. Au-delà de ce seuil, les exploitants peuvent participer directement, en certifiant leur capacité auprès de RTE. Ils deviennent alors titulaires de l’entité de certification et valorisent eux-mêmes la capacité.

Les sessions de marchés où s’échangent les garanties sont organisées par EPEX.

 

 

 

 

 

 

L’ajustement des capacités à court terme

 

 

Le mécanisme d’ajustement permet à RTE de disposer en temps réel d’une réserve d’ajustement de puissance à la hausse comme à la baisse.

Objectif : assurer la sureté du système électrique.


Répondre aux appels d’offre

Pour déposer des offres chaque jour, vous signez préalablement avec RTE un accord qui s’appuie sur les règles relatives au mécanisme d’ajustement.
Vous pouvez ensuite soumettre vos offres avant chaque guichet.

Nous sélectionnons les offres qui correspondent au besoin d’ajustement en temps réel, selon la préséance économique et leurs conditions d’utilisation. Vous exécutez les ordres d’ajustement transmis via le dispositif TAO. Nous vous rémunérons mensuellement, au prix de votre offre.

 

 

 

L’offre d’ajustement

Vous pouvez répondre à deux types d’ordres:

  • offre à la hausse : augmentation de production, diminution de consommation ou importation ;
  • offre à la baisse : diminution de production ou exportation.

Vous fixez vous-même tous les paramètres de vos offres. Pour une Entité d’Ajustement (EDA), une offre est composée à minima :

  • d’un sens d’ajustement : à la hausse ou à la baisse,
  • d’une période de validité,
  • d’un prix.


RTE s’engage à :

  • garantir un taux de disponibilité du SI ajustement supérieur ou égal à 98% ;
  • limiter à 5% l’écart de tendance sur le web entre J+1 et J+3 ;
  • limiter à 30 jours le nombre annuel de journées dévalidées.

 

 

 

 

 

 

Les principes de l’appel d’offres de capacité à 4 ans

L’appel d’offres long terme, dit « AOLT », est un appel d’offres destiné aux nouvelles capacités. Il est organisé quatre ans en amont de chaque année de livraison par le Ministre chargé de l’énergie si un bénéfice est identifié pour la collectivité. Objectif : offrir de la visibilité sur un prix stable et ainsi faciliter les nouveaux investissements.

Un prix garanti est défini à l’issue de chaque appel d’offres. Les candidats dont l’offre est inférieure au prix garanti sont retenus et bénéficient d’un contrat pour différence qui leur assure une rémunération stable égale au prix garanti, pour une période de sécurisation de 7 ans. Ainsi, durant la période couverte par l’appel d’offres, si le prix garanti est supérieur au prix du marché, le lauréat obtiendra la différence. Dans le cas contraire, il versera la différence sur un fond dédié.

 

 

LES OBLIGES ET LES NON OBLIGES

 

 

 

 

En marge des garanties de capacité, se trouvent les garanties d’effacement et les certificats d’économie d’énergie.

Concernant les certificats, certains fournisseurs d’électricité aux clients finaux, les consommateurs, se sont engagés à faire réduire la consommation électrique de leurs clients en s’inscrivant dans un registre spécifique de Powernext, le CEE.

Ces certificats s’achètent et se vendent !!!

 

Le dispositif des CEE, créé en 2006 repose sur une obligation de réalisation d’économies d’énergie imposée par les pouvoirs publics aux vendeurs d’énergie. Ceux-ci doivent ainsi promouvoir activement l’efficacité énergétique auprès des consommateurs d’énergie : ménages, collectivités territoriales ou professionnels. Le 1er janvier 2018, le dispositif est entré dans sa 4ème période d’obligation pour une durée de 3 ans.

Voir la DGEC : https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/dispositif-des-certificats-deconomies-denergie#e6

 

Services de Powernext

 

Acteur engagé de la transition énergétique, Powernext s’investit pour l’efficacité énergétique à travers le mécanisme des Certificats d’Economies d’Energie. Depuis janvier 2018, Powernext est le teneur du registre associé à ce mécanisme. Le registre a été mis en ligne le 10 Janvier 2018.

 

 

MARCHES D’EFFACEMENT DE L’ELECTICITE

 

SMARTGRIDS

 

 

La puissance fournie par le renouvelable varie beaucoup d’un jour à l’autre et la compensation interrégionale devant lisser la production apparaît peu efficace.

Ainsi, le 14 mars 2019, l’éolien a couvert à 14h30 18% de la demande avec 12323 MWh.

Mais le 5 décembre 2019, la production de l’éolien fut de 619 MWh (1% de la demande) et la France fut contrainte d’importer de l’électricité (grise).

 

Bien que les offres précurseurs « Effacement Jours de Pointe » (EJP) et TEMPO d’EDF existent depuis les années 80, on peut considérer le secteur de l’effacement comme relativement récent. C’est en effet à partir de 2008, avec le lancement du premier appel d’offres RTE ouvert à la demande, que le secteur a réellement commencé à se développer et se diversifier pour voir apparaître de nouveaux acteurs tels que les agrégateurs de flexibilité. Cette première expérimentation visait à constituer une partie de la réserve tertiaire et permettait de réserver des capacités d’effacement activables en cas de tension durant la période hivernale. Il ciblait uniquement les consommateurs industriels.

 

Les premiers acteurs à se positionner sur les appels d’offres effacement RTE pour la constitution des réserves étaient donc les industriels, en direct, sans passer par des acteurs tiers tels que les agrégateurs. Ils ont été très rapidement suivis par les agrégateurs de flexibilité qui, en mutualisant les flexibilités des industriels, ont pu répondre avec des volumes plus importants et ainsi dominer le marché.

 

Jusqu’en 2014, le positionnement des acteurs sur le marché est resté relativement stable avec la prépondérance de quelques agrégateurs tels que Energy Pool, Smart Grid Energy, Actility et Novawatt pour l’effacement industriel et Voltalis seul agrégateur positionné sur le segment de l’effacement diffus. Cette stabilité s’explique par la taille du marché, jusqu’alors relativement limitée. En effet, seule la réserve tertiaire, appelée aussi Mécanisme d’Ajustement (MA), est ouverte à la demande et totalise, au mieux, 1,2 GW de capacité avec des mécanismes tels que l’appel d’offres consommateurs industriels, les réserves rapides et complémentaires et les offres libres sur le MA. Durant cette période les fournisseurs d’électricité restent relativement discrets sur le secteur bien que certains apparaissent régulièrement parmi les acteurs retenus par RTE.

 

 

On distingue l’effacement actif et l’effacement diffus.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Effacement actif

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

RTE Puissance Sens Délais Durée Disponibilité
Réserve primaire 600 MW   <30s <15 min permanente
Réserve secondaire 500-1000 MW   <15 min permanente
Réserve tertiaire Rapide

1000 W

montant 9 à 13 min <2h/j permanente
Réserve tertiaire Complément

500 MW

montant 30 min <2h/j permanente
Réserve tertiaire Client final

2 GW

montant <2 h <4h/j 20 à 50j/an
Réserve tertiaire Autres        
           
           

 

 

 

 

Ces deux dernières années ont vu apparaître une accélération dans le développement et l’attractivité du secteur. En effet, l’effacement est encouragé par des décisions politiques tant au niveau national avec l’ouverture progressive à la demande de l’ensemble des mécanismes de réserve (réserve primaire, secondaire et tertiaire), qu’au niveau Européen avec la mise en place d’objectifs d’amélioration de l’efficacité énergétique de 20% d’ici 2020 (objectifs UE 20-20-20). De plus, une évolution importante a été le traitement égalitaire (en termes de valeur pour le réseau et de rémunération) entre les capacités d’effacement et de production sur l’ensemble des mécanismes de réserve mais aussi sur le mécanisme de capacité où 1 MW de garantie issu d’une capacité de production a la même valeur que s’il est issu d’une capacité d’effacement. L’attractivité du secteur est également liée à l’augmentation récente des phénomènes de pics de prix, notamment hivernaux, qui permet de rendre le mécanisme de Notification d’Echange de Blocs Effacement (NEBEF – équivalent des NEB pour la production), jusque-là délaissé par les acteurs, très intéressant financièrement sur ces périodes de pointes. Ces différents éléments permettent ainsi d’augmenter la profondeur du marché de l’effacement jusque-là contraint aux mécanismes de réserve ouverts à l’effacement.

 

 

 

 

 

 

 

L’effacement diffus

 

L’effacement diffus consiste à « effacer » (arrêter ou réduire la consommation) certaines capacités, principalement les chauffe-eaux et chauffage, chez les particuliers qui y consentent. Cette formule permet à certains particuliers de voir leur tarif électrique baisser dans des conditions propres à chaque fournisseur. Ces fournisseurs constituent ainsi une réserve d’effacement qu’ils revendent sur les places de marché.

 

 

http://www.nicegrid.fr/experimentations/

 

Une expérimentation d’effacement actif a eu lieu à Nice de 2011 à 2015.

 

Ce projet, basé en France, à Carros (près de Nice), est piloté par ERDF et fait partie du projet européen Grid4EU. Il est financé sur 4 ans à hauteur de 30 millions d’euros, dont 4 millions par l’Ademe à travers le programme des investissements d’avenir et 7 millions par la Commission Européenne.

 

 

Sur le marché de l’effacement diffus assez peu exploité jusque-là par les acteurs du secteur, on observe une multiplication des « Smart Energy Box », comme la Butabox proposé par Butagaz, l’Energie Box d’Edelia (filiale EDF) ou encore Zenbox par Engie. Bien que l’objectif premier de ces « boxes » soit le confort individuel, en mesurant les données de consommation et permettant le pilotage à distance des différents postes électriques, elles pourraient être un atout majeur pour le développement de l’effacement diffus. C’est déjà le cas avec Direct Energie qui avec Modelec, a équipé plus de 500 foyers français volontaires d’une « box » et d’un module de consommation installé sur le tableau électrique qui permet de réduire les pointes de consommation et de participer à l’équilibrage du réseau en temps réel.

 

 

 

Effacements de consommation NEBEF : l’effacement côté fournisseur

 

 

 

 

 

 

Pour permettre une bonne transparence et compréhension des processus d’effacement de consommation, les Règles pour la valorisation des effacements de consommation sur les marchés de l’énergie (Règles NEBEF) prévoient dans leur article 13.5 – Transparence, la publication régulière par RTE des données listées ci-dessous.


1 – Opérateurs d’Effacement qualifiés

Afin de garantir la confiance des acteurs de marché dans les données utilisées pour la certification des effacements, un système de contrôle est instauré, qui permet de s’assurer de la qualité et la fiabilité des données collectées ou transmises par les Opérateurs d’Effacement.

La participation des Sites de Soutirage Profilés dans le cadre des Règles NEBEF, au sein du Périmètre d’Effacement d’un Opérateur d’Effacement, est conditionnée à la détention, par l’Opérateur d’Effacement, de la qualification délivrée par RTE.

 

 

 

2 – Opérateurs d’Effacement disposant d’une reconnaissance

Afin d’attester sa faculté à mettre en œuvre des effacements de consommation selon des caractéristiques techniques conformes à ses déclarations, notamment en ce qui concerne le volume de puissance effacé et la temporalité de la modification de la consommation des Sites de Soutirage de son Périmètre d’Effacement, l’Opérateur d’Effacement doit apporter la preuve qu’il a mis en place le dispositif technique adéquat. À cette fin, les règles NEBEF prévoient l’obligation pour l’Opérateur d’Effacement de disposer d’une reconnaissance.

La reconnaissance est délivrée RTE. Elle atteste que les contrôles ont permis de vérifier que les effacements de consommation auxquels procède l’Opérateur d’Effacement sont effectivement mis en œuvre, au moyen d’une chaîne de commande spécifique, et que cette chaîne de commande est conforme aux spécifications attendues.

 

 

 

3 – Protocoles de tests

Les méthodes d’élaboration de la Courbe de Référence des Entités d’Effacement listées dans les Règles NEBEF, ou toute autre méthode s’en réclamant directement ou indirectement, peuvent faire l’objet de tests et analyses. Ces tests ont pour objectif de statuer sur la recevabilité de la méthode et de préparer son éventuelle prise en compte lors d’un palier NEBEF ultérieur.

Les méthodes à tester peuvent être proposées par une partie prenante aux présentes règles ou intéressée à le devenir, un regroupement d’entreprises ou de particuliers, ou une organisation professionnelle.

 

Les organisations, organismes ou entreprises souhaitant mettre en place un test de méthode de contrôle du réalisé doivent participer à ces analyses, notamment en transmettant des données permettant d’évaluer la performance de la méthode proposée.

Les protocoles de tests signés faisant actuellement l’objet d’études sont listés dans cette rubrique.

À l’issue de la période de test, la conclusion des analyses fait l’objet d’une publicité en respect du degré de publicité précisé au protocole d’accord auprès des acteurs de marché.

La réalisation des tests peut faire l’objet d’une priorisation. Les méthodes dont les tests sont en attente de réalisation sont listées dans cette rubrique.

 

 

 

4 – Programmes d’Effacement Retenus, tous Opérateurs d’Effacement confondus, agrégés à la maille France

Les Programmes d’Effacement Retenus sont les Courbes de Charge journalière au Pas Demi-Horaire, déclarée Entité d’Effacement par Entité d’Effacement en J-1, qui déterminent les volumes d’effacement qui seront réalisés le lendemain.

Pour des raisons de protection du secret statistique, les Programmes d’Effacement Retenus sont, tous Opérateurs d’Effacement confondus, agrégés à la maille France.

 

 

5 – Chroniques d’Effacement Réalisé, tous Opérateurs d’Effacement confondus, agrégés à la maille France

Les volumes d’effacement de consommation d’électricité pris en compte pour l’établissement des Chroniques d’Effacement Réalisé correspondent à la différence entre, d’une part, le volume d’électricité que les consommateurs finaux regroupés au sein de l’Entité d’Effacement, auraient consommé en l’absence d’un tel effacement et, d’autre part, leur consommation effective.

Leur caractère effectif et la répartition temporelle des volumes d’énergie correspondants sont certifiés par RTE sur la base de méthodes et de conventions publiques, décrites au sein des Règles NEBEF, et approuvées par la Commission de Régulation de l’Énergie.

Pour des raisons de protection du secret statistique, les Chroniques d’Effacement Réalisé sont, tous Opérateurs d’Effacement confondus, agrégées à la maille France.

 

 

L’organisation de l’activité d’agrégation

 

 

D’autre part, un mouvement Européen d’acquisition de la part des énergéticiens envers les acteurs majeurs du secteur de l’effacement, et plus particulièrement les agrégateurs, est en cours. Parmi les rachats et investissements successifs, on peut notamment citer Engie qui a investi fin juillet 2015 dans l’agrégateur britannique Kiwi Power qui gère plus de 330 MW de capacités flexibles pour un chiffre d’affaire (CA) de 2,8 M£. Fin mars 2016, Vinci Energie a racheté à 100% l’agrégateur français Smart Grid Energy lui permettant d’avoir accès à un portefeuille de près de 1 GW de capacités pour un CA de 23 M€. L’américain Enernoc, un des plus gros acteurs mondiaux du marché avec un CA de plus de 400 M$ et la gestion de plus de 9 GW de capacités (et 27 GW de puissance de pointe), a lui été racheté par Enel fin juillet 2017 et très récemment, REstore, agrégateur belge avec un portefeuille s’élevant à 1,7 GW de puissance de pointe, vient d’annoncer son rachat par le britannique Centrica. Cette tendance se poursuit comme l’illustre l’acquisition de Hydronext, agrégateur français gérant plus de 168 MW d’énergies renouvelables, par le fournisseur d’électricité suisse BKW au début de ce mois de novembre 2017.

 

On sent donc un fort intérêt des énergéticiens pour le développement des solutions d’effacement. Ils confirment par leur nouveau positionnement l’attractivité croissante du secteur en France mais également à travers l’Europe. Il va être très intéressant de suivre la manière dont va s’opérer cette évolution au sein des entreprises dominant désormais le secteur et comment les offres d’effacement vont être intégrées par les énergéticiens au sein de leurs propres offres existantes.

 

Exemple : https://www.energy-pool.eu/fr/

 

Certificats d’Economie d’Energie

Les Certificats d’Economies d’Energie (CEE) ont été créés en 2005 comme un des outils principaux de la politique de gestion de la demande en France, dans le contexte des objectifs d’économie d’énergie. Ils permettent la promotion et le soutien des investissements en efficacité énergétique.

Le gouvernement détermine des objectifs individuels d’économies d’énergie pour les fournisseurs d’énergie, en MWh cumulés actualisés (CUMAC) pour une période donnée. Les fournisseurs d’énergie, appelés “Obligés”, doivent satisfaire à leurs obligations en promouvant des projets d’économie d’énergie. Si les objectifs ne sont pas atteints, les fournisseurs font face à des pénalités financières.

Les Obligés encouragent leurs clients finaux à réduire leur consommation d’énergie grâce à plusieurs investissements en efficacité énergétique, comme des projets d’isolation ou de rénovation de chaudières. Ces projets sont éligibles et permettent de recevoir des certificats, crédités par les agences gouvernementales (Pôle National des CEE) sur le registre.

D’autres acteurs, “Non-Obligés” mais éligibles, peuvent également participer en vendant leurs certificats aux Obligés.

 

 

Le registre des CEE

Mettant à profit ses connaissances sur le mécanisme des CEE et ses compétences sur les services de registre, Powernext a participé cette année à un appel d’offre sur la tenue du registre à partir de Janvier 2018 et pour 5 ans.

Nommée par la Direction Générale de l’Energie et du Climat (DGEC), Powernext est, depuis janvier 2018, responsable de la tenue du service, des évolutions techniques et de la maintenance de la plateforme.

Liens utiles

Plus d’informations sur le site de la DGEC

Plus d’informations sur le site de l’Association Technique Energie Environnement

 

 

 

 

 

LES PLACES DE MARCHE

 

 

 

EPEX SPOT SE

 

Epex Spot opère le trading de l’énergie électrique couvrant la période du lendemain et de l’heure. Cette place de marché opère également les enchères de capacité

 

Désignation des NEMOs


Le règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion (règlement « Capacity Allocation and Congestion Management », ou « règlement CACM »), entré en vigueur le 14.08.2015, définit les modalités de désignation des opérateurs de bourse participant aux couplages de marché journalier ou infra journalier : ces opérateurs, ou « NEMO » (« Nominated Electricity Market Operator », opérateurs désignés du marché de l’électricité) sont désormais désignés dans chaque pays par les autorités de régulation. Le règlement CACM permet à tout opérateur qui n’est pas explicitement un monopole de pouvoir être actif dans d’autres pays membres de l’Union Européene.

Dans ce cadre, la CRE a désigné le 03 décembre 2015 les NEMOs en France : EPEX Spot SE et Nord Pool :

Conformément à la délibération de la CRE et aux délais du règlement CACM, RTE a défini une solution technique permettant la mise en conformité du marché français avec l’existence de plusieurs opérateurs de bourse (« Dispositions Multi-NEMO »), approuvée par la CRE le 13 octobre 2016 :

Au terme de leur mise en œuvre, les Dispositions Multi-NEMO permettront à plusieurs NEMOs d’opérer en France grâce à la création de leur hub en coopération avec RTE. La mise en œuvre effective des Dispositions Multi-NEMO se déroule à la fois au niveau national en France, et au niveau régional avec la prise en compte du contexte multi-NEMO dans les processus de couplage des marchés.

Les prix et volumes horaires sur le hub d’Epex Spot en France sont fournis par Epex Spot SE et également publiés sur le portail services de RTE : https://www.services-rte.com/fr/visualisez-les-donnees-publiees-par-rte.html.

 

 

 

RTE

https://www.services-rte.com/fr/home.html

 

Appel d’offres long terme

du mécanisme de capacité sur les périodes de sécurisation 2020-2026, 2021-2027, 2022-2028 et 2023-2029

 


DEVENIR RESPONSABLE D’ÉQUILIBRE
: Pour exercer une activité sur le marché de l’électricité français, vous devez désigner un responsable d’équilibre ou devenir responsable d’équilibre.

 

La « flexibilisation » du système électrique est identifiée comme un vecteur majeur de la réussite de la transition énergétique. Les flexibilités permettent de gérer des aléas de production, la pointe de consommation, des contraintes réseau et de mieux intégrer les énergies intermittentes. L’équilibre Production = Consommation est représenté par la fréquence au niveau européen (50Hz).

Répondre à l’appel d’offres Réserves Rapide et Complémentaire (AO RRRC)

 

 

 

 

POWERNEXT

 

Le marché d’effacement des « obligés : le CEE

 

Le répertoire des garanties d’origine

 

 

EEX filiale de la Deutsch Bürse

 

N°1 du trading de l’énergie en général dans le monde.

EEX est également une plateforme pour l’énergie électrique d’origine éolienne.

 

https://www.eex.com/en/products/power-derivatives-market/power-spotlights/energiewende-products

 

Cap Futures et Floor Futures

Ces produits sont des dérivés réglés en espèces qui permettent de se couvrir contre les pics de prix (Cap Futures) et les bas de prix (Floor Futures) sur le marché intra-journalier allemand de l’énergie jusqu’à 4 semaines à l’avance. Le sous-jacent de ces contrats est le prix ID3 calculé par EPEX SPOT qui se réfère à seulement 3 heures de négociation avant la livraison.

 

Wind Power Futures

L’augmentation de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables (par exemple, l’énergie éolienne), combinée à l’incertitude des conditions météorologiques, conduit à un impact de prix en constante augmentation pour les revenus de l’énergie conventionnelle. Dans le même temps, un nombre croissant d’entreprises présentent un risque de volume considérable en raison de leur portefeuille de parcs éoliens. EEX offre un outil efficace pour gérer ces deux aspects.

 

 

Négoce de PPA: Power Purchase Agreement

 

La négociation chez EEX augmente la sécurité et la standardisation de la couverture des accords d’achat d’électricité (PPA) et, par conséquent, fournit les outils nécessaires pour soutenir activement la transition énergétique en Europe. En couvrant le risque de prix à long terme via nos contrats à terme standard sur l’électricité EEX, nous permettons à nos membres de se couvrir contre le risque de variations futures des prix jusqu’à six ans à l’avance.

 

 

 

 

 

 

 

LES MARCHES DERIVES DES DERIVES

 

 

 

 

L’HYDROGENE VERT

 

https://www.certifhy.eu/

 

À l’image de l’électricité verte ou du biométhane, l’hydrogène a désormais sa garantie d’origine (GO) permettant aux utilisateurs finaux de consommer un hydrogène certifié vert ou bas carbone partout dans l’Union Européenne. La plateforme CertifHy propose en effet de l’hydrogène certifié vert ou bas carbone à ses clients dans le cadre d’un projet pilote initié par la Commission Européenne et financé par le FCHJU (Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking). Les consommateurs d’hydrogène du secteur de l’industrie et des transports peuvent utiliser dès maintenant l’hydrogène certifié dans leurs processus et réduire leurs émissions de gaz à effet de serre en achetant soit des GO CertifHy Green, soit des GO Low Carbon Hydrogen. Le premier label concerne de l’hydrogène produit à partir d’énergies renouvelables (biomasse, hydraulique, éolien, solaire). Le deuxième concerne l’hydrogène produit à partir d’énergies non renouvelables avec une empreinte carbone faible, à savoir 60 % plus basse que les procédés conventionnels de production par reformage de gaz naturel. « CertifHy est actuellement en phase pilote et une première série de Garanties d’Origine a déjà pu être émise, explique Air Liquide dans un communiqué du 12 février annonçant sa participation à CertifHy. Le projet a en effet émis plus de 75 000 garanties d’origine d’hydrogène vert et à faible teneur en carbone, qui sont désormais disponibles sur le marché. « Les Garanties d’Origine émises pendant cette phase pilote concernent quatre sites de production en Europe, parmi lesquels se trouve le site Air Liquide de Port-Jérôme-sur-Seine (Normandie) où le Groupe produit de l’hydrogène bas-carbone par reformage de gaz naturel tout en captant une partie du CO2 émis », ajoute Air Liquide. Trois autres industriels participent à la plateforme CertifHy : le groupe chimique néerlandais Nouryon, l’entreprise belge de grande distribution Colruyt Group et l’énergéticien allemand Uniper.

 

 

 

 

L’ELECTRICITE VERTE EN CIRCUIT COURT

 

 

Conscients de la faiblesse de la garantie d’origine (les garanties d’origine s’achètent et peuvent être appliquées à de l’électricité « grise »), plusieurs fournisseurs proposent des offres “premium”. Il s’agit pour l’instant d’initiatives indépendantes. Il n’y a pas encore de “label premium” officiel ou complètement unifié. La démarche mérite cependant d’être soulignée. Concrètement, ces fournisseurs s’astreignent à acheter les G.O. et l’énergie chez les mêmes producteurs. Donc, sans être plus vertes ou plus rémunératrices pour le producteur, celles-ci permettent de répondre aux nouvelles aspirations de la société : transparence, traçabilité, circuits courts. L’Ademe s’est emparée du sujet. Espérons bientôt que leurs travaux se concrétiseront bientôt par un label. Il pourrait même être plus ambitieux que celui utilisé aujourd’hui.

 

 

 

ANNEXE

 

AVIS DE LA CRE SUR LES GARANTIES D’ORIGINE

 

 

 

Source : file:///C:/Users/FAC_prof/Downloads/171207-276-AvisDecretMiseAuxEncheresGarantiesDorigine.pdf

 

 

 

DÉLIBÉRATION N°2017-276 Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 7 décembre 2017 portant avis sur le projet de décret organisant la mise aux enchères des garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables en application des articles L. 314-14-1 et L. 314-17 du code de l’énergie Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Hélène GASSIN, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires. Par courrier du 9 octobre 2017 reçu le 12 octobre 2017, le ministre d’État, ministre de la transition écologique et solidaire a saisi pour avis la Commission de régulation de l’énergie (CRE) d’un projet de décret organisant la mise aux enchères des garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables en application des dispositions des articles L. 314-14-1 et L. 314-17 du code de l’énergie. Les modalités et conditions d’application de l’article L. 314-14-1 du code de l’énergie, en particulier les conditions de mise aux enchères, sont précisées par décret, pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie. 1. CONTEXTE 1.1 Contexte européen L’article 5 de la directive 2001/77/CE du 27 septembre 20011 a appelé les États membres à mettre en place un système de garanties d’origine pour l’électricité produite à partir de sources renouvelables. Selon le considérant 10 de cette directive, les garanties d’origine visent à « faciliter les échanges d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables et […] accroître la transparence pour le choix du consommateur entre l’électricité produite à partir de sources d’énergie non renouvelables et l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ». Le système des garanties d’origine est désormais encadré, en droit communautaire, par la directive 2009/28/CE du 23 avril 20092. Son article 2 précise notamment qu’une garantie d’origine est « un document électronique servant uniquement à prouver au client final qu’une part ou une quantité déterminée d’énergie a été produite à partir de sources renouvelables ». S’agissant de l’électricité produite par une installation bénéficiant d’un contrat de soutien, l’article 15 de la directive du 23 avril 2009 susmentionnée dispose que « les États membres peuvent prévoir qu’aucune aide n’est accordée à un producteur lorsqu’il reçoit une garantie d’origine pour la même production d’énergie à partir de sources renouvelables ». La Commission européenne a présenté, le 30 novembre 2016, un ensemble de propositions législatives destinées à accompagner la transformation du secteur électrique dans la décennie à venir (paquet énergie-climat « Une 1 Directive 2001/77/CE du Parlement européen et du Conseil du 27 septembre 2001 relative à la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité. 2 Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et modifiant puis abrogeant les directives 2001/77/CE et 2003/30/CE. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 2/14 énergie propre pour tous les Européens »). A cet égard, il est envisagé dans la dernière version de sa proposition de révision de la directive relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, datée du 23 février 2017, que « des garanties d’origine soient délivrées pour toutes les unités d’énergie produite à partir de sources renouvelables » et que les garanties d’origine correspondant à une quantité d’énergie ayant bénéficié d’un soutien « soient mises aux enchères sur le marché et que les revenus servent à réduire les subventions publiques destinées à l’énergie renouvelable ». 1.2 Contexte national Les dispositions issues du droit communautaire relatives aux garanties d’origine, ont été transposées en droit français, puis ont été codifiées à la section 2 du chapitre IV du titre Ier du livre III des parties législative et réglementaire du code de l’énergie. Délivrées aux producteurs proportionnellement à la quantité d’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables et de cogénération, les garanties d’origine peuvent ensuite être échangées en vue de leur utilisation par les fournisseurs pour attester auprès de leurs clients de l’origine renouvelable de l’électricité qu’ils consomment. Depuis le 1er janvier 2012 et en application des dispositions de l’article L. 314-16 du code de l’énergie, sur le territoire français, « seules les garanties d’origine ont valeur de certification de l’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables aux fins de démontrer aux clients finals la part ou la quantité d’énergie produite à partir de sources renouvelables que contient l’offre commerciale contractée auprès de leurs fournisseurs d’énergie ». Les garanties d’origine permettent notamment à des fournisseurs de proposer des offres « vertes » pour lesquelles ils garantissent aux consommateurs que sera injectée sur le réseau une quantité d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables équivalente à leur consommation. Au vu du fonctionnement du système des garanties d’origine, un fournisseur souhaitant proposer des offres « vertes » à ses clients a le choix entre : – acheter directement l’électricité auprès d’un producteur d’électricité renouvelable avec les garanties d’origine associées ; – s’approvisionner à partir de différentes sources d’électricité renouvelables ou non (sur le marché, par l’intermédiaire de l’ARENH, etc.) et acheter, en parallèle, les garanties d’origine correspondant au volume d’électricité d’origine renouvelable vendu à ses clients ; – s’approvisionner à partir de ses propres sites de production d’électricité renouvelable. Dans ce cas, le fournisseur doit tout de même utiliser le système des garanties d’origine pour certifier sa production. L’organisme en charge de la gestion du registre national des garanties d’origine (ci-après « le Registre ») et qui assure la délivrance, le transfert et l’annulation des garanties d’origine est désigné par le ministre chargé de l’énergie, après une procédure de mise en concurrence, pour une durée qui ne peut dépasser 5 ans. Powernext assure ces missions depuis le 1er mai 20133. Articulation entre dispositifs de soutien et garanties d’origine En permettant que s’exprime une demande volontaire de la part des consommateurs pour l’électricité d’origine renouvelable, le système des garanties d’origine peut théoriquement assurer une forme de soutien aux producteurs exploitant des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables – ces derniers pouvant vendre les garanties d’origine associées à leur production à des fournisseurs, ou proposer leur propre offre de fourniture d’électricité « verte ». Une bonne articulation est nécessaire entre cette forme de soutien, dont le coût est supporté par un nombre limité de consommateurs ayant souscrit à des offres « vertes », et les dispositifs nationaux de soutien – complément de rémunération et obligation d’achat, dont le coût est supporté par les finances publiques. Il s’agit d’une part, d’éviter que les producteurs bénéficient d’une rémunération au-delà de celle prévue dans le cadre de leur contrat de soutien – ou, de façon équivalente, que les acheteurs obligés conservent une recette dans le cadre de leur mission de service public pour laquelle ils sont déjà intégralement compensés, et d’autre part, de permettre que les garanties d’origine assurent leur rôle de traçabilité de l’origine renouvelable de l’électricité et contribuent, le cas échéant, à la réduction du coût de financement des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables. C’est pourquoi, s’agissant des installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat, le cadre applicable, jusqu’à l’entrée en vigueur de la loi n° 2017-227 du 24 février 2017 ratifiant les ordonnances n° 2016-1019 du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables, prévoyait que les acheteurs obligés soient subrogés dans les droits 3 Arrêté du 19 décembre 2012 désignant l’organisme en charge de la délivrance, du transfert et de l’annulation des garanties d’origine de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou par cogénération DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 3/14 des producteurs à obtenir la délivrance des garanties d’origine. En application des dispositions de l’article R. 121- 31 du code de l’énergie, le montant de la valorisation financière de ces garanties d’origine par les acheteurs obligés devait, le cas échéant, venir en déduction de la compensation qu’ils recevaient au titre des charges de service public. Toutefois, le cadre applicable aux garanties d’origine des installations bénéficiant d’un contrat de soutien a fait l’objet de plusieurs évolutions législatives et réglementaires au cours des dernières années. S’agissant des installations bénéficiant d’un contrat de complément de rémunération, le décret n° 2016-682 du 27 mai 20164 a modifié l’article R. 314-32 du code de l’énergie qui dispose désormais que « pour bénéficier d’un contrat de complément de rémunération, le producteur renonce au préalable au droit d’obtenir la délivrance des garanties d’origine pour l’électricité produite par l’installation pendant la durée du contrat ». Afin de mettre en cohérence les dispositions susmentionnées relatives à l’obligation d’achat avec celles relatives au complément de rémunération, le ministre chargé de l’énergie a introduit courant 2016 dans un projet d’ordonnance5 puis dans son projet de loi de ratification, un article interdisant la valorisation des garanties d’origine pour l’ensemble de la production d’électricité renouvelable bénéficiant d’un dispositif de soutien dans le cadre d’un arrêté tarifaire ou à l’issue d’une procédure de mise en concurrence. Dans sa délibération du 9 décembre 20156 portant avis sur le projet de décret relatif au complément de rémunération, la CRE s’était exprimée défavorablement sur les dispositions interdisant la valorisation des garanties d’origine par les producteurs bénéficiant du complément de rémunération. La CRE recommandait, au contraire, que les producteurs bénéficiant d’un soutien puissent émettre et valoriser les garanties d’origine et que cette source de revenus complémentaires soit prise en compte dans la formule du complément de rémunération selon un mécanisme de régulation incitative par lequel les producteurs conserveraient une part de leur gain et rétrocéderaient la part restante. Dans sa délibération du 2 juin 20167 portant avis sur le projet d’ordonnance susmentionné, la CRE s’était de nouveau exprimée défavorablement sur les dispositions visant à interdire la valorisation et le transfert des garanties d’origine associées, cette fois, à la production bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat. Une telle disposition était en effet de nature à limiter l’offre de garanties d’origine attestant d’une production française pour les fournisseurs souhaitant proposer des offres de fourniture « vertes » fondées sur celles-ci, tout en offrant un avantage concurrentiel sur ce segment du marché à EDF et Engie qui exploitent le parc hydraulique historique. Par ailleurs, en interdisant la valorisation des garanties d’origine pour l’ensemble de la production d’électricité renouvelable bénéficiant d’un dispositif de soutien, ces dispositions empêchaient toute contribution de celles-ci à la réduction des charges de service public de l’énergie. La loi n° 2017-227 du 24 février 2017 susmentionnée a introduit le principe d’une mise aux enchères au bénéfice de l’État des garanties d’origine issues de la production d’électricité d’origine renouvelable par les installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération. Les dispositions afférentes à la mise aux enchères des garanties d’origine ont été codifiées aux articles L. 314-14 et L. 314-14-1 du code de l’énergie. L’article L. 314-14 dispose que « l’émission par le producteur d’une garantie d’origine portant sur l’électricité produite dans le cadre d’un contrat [d’obligation d’achat ou de complément de rémunération] entraîne […] la résiliation immédiate du contrat ». Cette résiliation, qui s’applique à la fois aux nouveaux contrats et aux contrats en cours, entraîne également le remboursement des sommes actualisées perçues au titre du complément de rémunération ou de l’obligation d’achat depuis la publication de la loi n° 2017-227 du 24 février 2017 susmentionnée. L’article L. 314-14-1 dispose que les garanties d’origine issues de la production d’électricité d’origine renouvelable par les installations d’une puissance installée supérieure à 100 kW bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération sont émises d’office, en tout ou partie, au bénéfice de l’État à sa demande et mises aux enchères par le ministre chargé de l’énergie. Un allotissement par filière et par zone géographique peut être prévu. Enfin, le code de l’énergie dispose que les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine, déduction faite des frais de gestion de cette mise aux enchères et des frais d’inscription au registre des garanties d’origine, viennent en diminution des charges imputables aux missions de service public. 4 Décret n° 2016-682 du 27 mai 2016 relatif à l’obligation d’achat et au complément de rémunération prévus aux articles L. 314-1 et L. 314- 18 du code de l’énergie et complétant les dispositions du même code relatives aux appels d’offres et à la compensation des charges de service public de l’électricité 5 Ordonnance n° 2016-1059 du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, sur le projet de laquelle la CRE a rendu un avis le 2 juin 2016 6 Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 9 décembre 2015 portant avis sur le projet de décret relatif au complément de rémunération mentionné à l’article L. 314-18 du code de l’énergie 7 Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 2 juin 2016 portant avis sur le projet d’ordonnance pris en application de l’article 119 de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 4/14 Le projet de loi de finances pour 2018, déposé le 27 septembre 2017 à l’Assemblée nationale, supprime cette dernière disposition et prévoit d’affecter les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine, déduction faite des frais de gestion de cette mise aux enchères et des frais d’inscription au registre des garanties d’origine, au compte d’affectation spéciale (CAS) « Transition énergétique ». 2. CONTENU DU PROJET DE DÉCRET Le projet de décret objet du présent avis définit les modalités et les conditions de la mise aux enchères des garanties d’origine de l’électricité d’origine renouvelable produite par les installations bénéficiant d’un contrat de soutien (paragraphe 3.1). Il modifie, en conséquence, la procédure de désignation de l’organisme qui succédera à l’entreprise Powernext pour la tenue du registre national des garanties d’origine et l’organisation de la mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien (ci-après « l’Organisme ») ainsi que les missions qui lui incombent (paragraphe 3.2). Le projet de décret fait également évoluer différentes dispositions du cadre réglementaire applicable aux garanties d’origine (paragraphe 3.3). Ces évolutions sont déclinées dans quatre articles : – l’article 1er modifie les articles R. 121-27, R. 121-30 et R. 121-31 du code de l’énergie relatifs à la détermination des charges imputables aux missions de service public de l’énergie pour ajouter aux charges à compenser les frais qui seront supportés par l’Organisme au titre de l’organisation de la mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien ; – l’article 2 supprime le deuxième alinéa de l’article R. 314-32 du code de l’énergie qui prévoit qu’un producteur souhaitant bénéficier d’un contrat de complément de rémunération renonce au préalable au droit d’obtenir la délivrance des garanties d’origine pour l’électricité produite par l’installation pendant la durée du contrat ; – l’article 3 fait significativement évoluer les articles R. 314-53 à R. 314-70 du code de l’énergie relatifs aux garanties d’origine (modalités de mise aux enchères des garanties d’origine des installations bénéficiant d’un contrat de soutien, modalités de désignation de l’Organisme, missions des gestionnaires de réseau dans le cadre du système des garanties d’origine, conditions d’utilisation des garanties d’origine, etc.) ; – l’article 4 modifie les articles R. 333-10 à R. 333-15 du code de l’énergie relatifs aux obligations des fournisseurs en matière d’information des consommateurs d’électricité. 3. EXPOSÉ ET ANALYSE DES DISPOSITIONS DU DÉCRET 3.1 Mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien 3.1.1 Modalités et conditions de la mise aux enchères Le projet de décret définit les modalités et les conditions de la mise aux enchères des garanties d’origine de l’électricité d’origine renouvelable produite par les installations d’une puissance installée supérieure à 100 kW bénéficiant d’un contrat conclu en application des articles L. 121-27, L. 311-12, L. 314-1, L. 314-18 et, le cas échéant, L. 314-26 du code de l’énergie. Pour la mise en œuvre de cette mise aux enchères, un compte est ouvert au nom de l’État sur le registre des garanties d’origine. Les titulaires du contrat pour les installations susmentionnées sont tenus d’inscrire leurs installations sur ce compte. Ils ne supportent pas de frais pour cette inscription. Les garanties d’origine des installations inscrites sur le compte de l’État et correspondant à un lot du cahier des charges mentionné ci-après, sont émises automatiquement par l’Organisme sur le compte de l’État en vue de leur mise aux enchères. Cette émission a lieu deux mois après chaque mois calendaire de production. Elle peut être limitée à des installations disposant d’un dispositif de comptage permettant au gestionnaire de réseau de collecter automatiquement les données nécessaires à l’émission de garanties d’origine. Le ministre chargé de l’énergie définit les conditions de la mise aux enchères, qui portent sur : – la fréquence de la mise aux enchères, qui ne peut pas être inférieure au mois, ni supérieure à l’année ; – le prix minimal de vente des garanties d’origine ; – la ou les filières concernées ; – la ou les zones géographiques couvertes ; – le nombre de lots de la mise aux enchères et une description de chaque lot. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 5/14 Sur la base des conditions susmentionnées, qui lui sont communiquées, l’Organisme transmet au ministre chargé de l’énergie un projet de cahier des charges de l’appel d’offres dans le délai imparti par le ministre, compris entre un et six mois. Ce dernier y apporte les modifications qu’il juge nécessaires et approuve définitivement le cahier des charges. Le cahier des charges de la mise aux enchères comporte notamment : – la description des lots faisant l’objet de la mise aux enchères et le prix minimal de vente des garanties d’origine établis à partir des conditions définies par le ministre chargé de l’énergie ; – la date et l’heure limites d’envoi des offres ; – l’adresse électronique ou la plateforme électronique par le biais de laquelle le candidat fait parvenir son offre. Ce cahier des charges peut couvrir plusieurs périodes successives de mises aux enchères et peut faire l’objet de modifications à la demande du ministre chargé de l’énergie prenant effet trois à six mois après leur publication. La date de leur prise d’effet est fixée par le ministre chargé de l’énergie. Seuls les titulaires de compte sur le Registre peuvent participer aux enchères. Les garanties d’origines allouées sont transférées par l’Organisme à leur nouveau titulaire dans le mois qui suit leur allocation. Les frais de transfert sont à la charge du nouveau titulaire. Les volumes sont attribués dans l’ordre décroissant des offres jusqu’à épuisement du volume mis aux enchères. En cas d’offres égales et d’épuisement du volume, les volumes restants sont attribués à chaque demandeur au prorata du volume initial demandé. Les offres en dessous du prix minimal de vente fixé par le cahier des charges sont éliminées. L’Organisme reverse à l’État les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine dans les trente jours ouvrés suivant chaque mise aux enchères. Enfin, l’Organisme adresse, chaque année, au ministre chargé de l’énergie et à la CRE un rapport de synthèse sur la mise aux enchères comprenant notamment : – le nombre de participants total à l’enchère et par lot ; – le nombre de lauréats par lot ; – le volume attribué par lot et le prix moyen obtenu. Analyse de la CRE Le principe d’une mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien est cohérent avec les dispositions de l’article 15 de la directive du 23 avril 2009 susmentionnée, et apparaît de nature à assurer l’articulation entre le système des garanties d’origine et les dispositifs nationaux de soutien aux énergies renouvelables. Il apparaît également en ligne avec l’évolution proposée par la Commission européenne dans la dernière version de sa proposition de révision de la directive relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables. Il est toutefois à noter que cette articulation est complexe par rapport : – d’une part, au système préexistant dans le cadre de l’obligation d’achat, où il était prévu que les revenus que les acheteurs tiraient de la valorisation des garanties d’origine venaient en déduction de leur compensation au titre des charges de service public de l’énergie ; – d’autre part, au système proposé par la CRE pour le complément de rémunération dans sa délibération du 9 décembre 2015 susmentionnée où elle recommandait que la source de revenus complémentaire que peut constituer la valorisation des garanties d’origine soit « prise en compte dans la formule du complé- ment de rémunération, selon un mécanisme de régulation incitative par lequel les producteurs conserveraient une part de leur gain et rétrocéderaient la part restante ». Au vu de l’incertitude sur la valeur de marché des garanties d’origine, le risque que les coûts induits par la mise aux enchères soient supérieurs aux recettes tirées de la vente des garanties d’origine ne peut être écarté. Le seuil de puissance à partir duquel les installations bénéficiant d’un soutien sont tenues de s’inscrire au Registre en vue de la mise aux enchères des garanties d’origine associées à leur production d’électricité a été fixé à 100 kW par la loi n° 2017-227 du 24 février 2017 susmentionnée. Ce seuil permet d’exclure du périmètre de la mise aux enchères un nombre très important de petites installations photovoltaïques – limitant de fait la complexité du dispositif et les coûts associés. Bien que le niveau de ce seuil ait été fixé à l’article L. 314-14-1 du code de l’énergie et donc ne relève pas du projet de décret, la CRE note qu’il aurait pu être justifié de le relever davantage afin de limiter les coûts associés à la mise aux enchères des garanties d’origine – qui sont notamment proportionnels au nombre d’installations visées (frais d’inscription au Registre) et au volume d’énergie produit par ces installations (frais d’émission des garanties d’origine). Sur la base du nombre d’installations bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat en date du 31 décembre DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 6/14 2016, environ 4 000 installations et 35 TWh d’électricité produite seraient concernés dans le cas d’un seuil égal à 250 kW, contre près de 10 000 installations et 36 TWh d’électricité produite dans le cas d’un seuil égal à 100 kW. Au tarif actuel facturé par Powernext pour les prestations d’inscription au Registre et d’émission des garanties d’origine, relever le seuil de 100 kW à 250 kW permettrait de diviser par près de deux le coût total de la mise aux enchères, tout en conservant un volume d’énergie comparable. S’agissant des modalités concrètes des enchères de garanties d’origine – fréquence, prix minimal de vente, allotissement par filière et par zone géographique, etc., le projet de décret renvoie au cahier des charges qui sera proposé par l’Organisme sur la base des conditions qui lui auront été communiquées par le ministre chargé de l’énergie. Pour permettre à la CRE de se prononcer sur ces modalités, il convient de prévoir dans le décret une saisine de la CRE pour avis sur les conditions de la mise aux enchères qui seront définies par le ministre chargé de l’énergie. Sans anticiper l’avis que la CRE rendrait sur ces modalités, il convient d’ores et déjà de faire remarquer qu’à la différence d’une évolution du seuil de puissance fixé par la loi, la mise en place d’un prix minimal de vente des garanties d’origine dans le cadre des enchères ne permet pas de limiter les frais de mise en œuvre de ce nouveau mécanisme. En effet, l’ensemble des coûts associés à la mise aux enchères des garanties d’origine (inscription des installations sur le Registre, émission des garanties d’origine, organisation des enchères) constituent des « coûts échoués » qui seront supportés par l’Organisme indépendamment du fait que les garanties d’origine soient vendues ou non à l’issue des enchères. Par ailleurs, du point de vue du fonctionnement du marché des garanties d’origine, il n’apparaît pas justifié que le ministre chargé de l’énergie introduise un prix plancher pour les garanties d’origine des installations bénéficiant d’un contrat de soutien. De la même façon, toute mesure qui viserait à restreindre le volume de garanties d’origine mises aux enchères pour une raison autre que l’encadrement des frais de mise en œuvre de ces enchères (par exemple pour provoquer une augmentation du prix de vente des garanties d’origine) apparaît injustifiée. Par conséquent, la CRE recommande que le prix minimal de vente des garanties d’origine soit fixé par défaut à zéro. Si le principe d’un prix minimal de vente des garanties d’origine non nul devait toutefois être maintenu, il conviendrait que le projet de décret précise que celui-ci ne peut en tout état de cause être supérieur aux coûts administratifs induits par la mise aux enchères. S’agissant de l’attribution des garanties d’origine à l’issue des enchères, il conviendrait que le décret précise que les volumes sont attribués dans l’ordre décroissant du prix des offres. Enfin, dans le cadre de la surveillance du fonctionnement du marché, il serait nécessaire que le rapport de synthèse que l’Organisme fournira au ministre chargé de l’énergie et à la CRE sur la mise aux enchères des garanties d’origine comprenne également les informations suivantes : – pour chaque lot, l’ensemble des offres (identité de l’offreur, volume et prix) ; – pour chaque lot et chaque lauréat, le volume attribué et le prix associé. 3.1.2 Rôle des gestionnaires de réseau dans le cadre du contrôle des demandes de garanties d’origine et de la mise aux enchères des garanties d’origine pour l’énergie faisant l’objet d’un contrat de soutien En application des dispositions de l’article R. 314-69 du code de l’énergie, les gestionnaires de réseau public d’électricité sur le réseau desquels est connectée au moins une installation de production inscrite sur le registre des garanties d’origine sont aujourd’hui tenus de mettre à disposition de l’Organisme les données nécessaires à l’exécution de sa mission de délivrance, de suivi des garanties d’origine et de vérification des éléments figurant dans les dossiers de demandes de garanties d’origine. Le projet de décret complète ces dispositions en précisant que les informations transmises par les gestionnaires de réseau incluent notamment les données de comptage du volume net d’électricité injectée sur leur réseau ou les données permettant de calculer cette valeur. En vue de la mise aux enchères des garanties d’origine pour l’énergie faisant l’objet d’un contrat de soutien, le projet de décret prévoit également que les gestionnaires de réseau tiennent une base de données des installations de plus de 100 kW produisant de l’électricité à partir de sources renouvelables bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération, sur la base des informations fournies par les cocontractants (EDF dans le cas d’un contrat de complément de rémunération et l’acheteur dans le cas d’un contrat d’obligation d’achat). Chaque cocontractant sera par ailleurs tenu de transmettre sur une base mensuelle au gestionnaire de réseau les informations permettant de mettre à jour cette base de données. Pour permettre à l’Organisme d’émettre les garanties d’origine des installations inscrites sur le compte de l’État et correspondant à un lot du cahier des charges susmentionné, les gestionnaires de réseau seront tenus de mettre à sa disposition, dans les deux mois qui suivent chaque mois de production et pour chaque installation de production raccordée à son réseau, la valeur de la production mensuelle nette d’électricité de l’installation qui donne droit à une rémunération au titre d’un contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 7/14 Enfin, le projet de décret prévoit que les gestionnaires des réseaux publics de distribution peuvent mandater un autre gestionnaire de réseau public de distribution ou une entité regroupant plusieurs gestionnaires des réseaux publics de distribution pour l’exécution de ces missions. Analyse de la CRE Certaines installations bénéficient d’un contrat de soutien pour une fraction seulement de l’énergie qu’elles produisent (par exemple : l’énergie correspondant à une augmentation de puissance pour certaines installations hydrauliques ou biomasse, ou l’énergie produite jusqu’à un plafond annuel de production, comme le prévoient certains arrêtés tarifaires et appels d’offres). Pour ces installations, il pourrait être nécessaire de demander aux cocontractants de mettre à disposition des gestionnaires de réseau les informations leur permettant de déterminer la valeur de la production mensuelle nette d’électricité de l’installation donnant droit à une rémunération au titre du contrat de soutien en question. 3.1.3 Demande de garanties d’origine par un producteur exploitant une installation bénéficiant d’un contrat de soutien Le projet de décret supprime le deuxième alinéa de l’article R. 314-32 du code de l’énergie qui prévoit qu’un producteur souhaitant bénéficier d’un contrat de complément de rémunération renonce au préalable au droit d’obtenir la délivrance des garanties d’origine pour l’électricité produite par l’installation pendant la durée du contrat. Il prévoit que les producteurs exploitant des installations bénéficiant d’un contrat de soutien qui le souhaitent peuvent s’inscrire sur le compte d’un autre titulaire à leurs frais et demander l’émission de garanties d’origine depuis ce compte. Cette demande doit être adressée deux mois au plus tard après le dernier jour de la période de production faisant l’objet de la demande – les garanties d’origine étant, une fois ce délai écoulé, émises d’office sur le compte ouvert au nom de l’État, à sa demande. Le projet de décret précise que lorsqu’un producteur émet une garantie d’origine portant sur l’électricité produite dans le cadre d’un contrat de soutien, l’Organisme en informe le ministre chargé de l’énergie. Ce dernier en informe le cocontractant qui résilie immédiatement ledit contrat, en application des dispositions de l’article L. 314-14 du code de l’énergie et met en recouvrement les sommes perçues par le producteur au titre du complément de rémunération ou de l’obligation d’achat depuis la publication de la loi n° 2017-227 du 24 février 2017 susmentionnée. Analyse de la CRE Il conviendrait que la CRE soit également tenue informée des résiliations de contrats de soutien afin qu’elle puisse en tenir compte dans l’évaluation annuelle des charges de service public de l’énergie. Par ailleurs, dans l’objectif de se prémunir contre le risque éventuel d’erreurs commises par les producteurs, il conviendrait que l’Organisme, à la réception d’une demande de garanties d’origine pour de l’électricité produite dans le cadre d’un contrat de soutien, soit tenu d’informer le producteur des conséquences liées à l’émission des garanties d’origine (résiliation du contrat, remboursement des sommes perçues) et qu’il ne procède à cette dernière qu’après confirmation. 3.2 Organisme en charge du registre des garanties d’origine et de l’organisation des enchères Le projet de décret fait évoluer les modalités de désignation de l’Organisme en charge du registre des garanties d’origine et prévoit que ce dernier soit également responsable de la mise aux enchères des garanties d’origine des installations bénéficiant d’un contrat de soutien. Pour cette désignation, le ministre chargé de l’énergie devra élaborer un cahier des charges comportant notamment les éléments suivants : – le périmètre de l’appel d’offres s’agissant des missions attendues et de sa durée ; – la liste exhaustive des critères de notation des offres, leur pondération ; – la définition et la structure des coûts afférents aux missions de l’organisme qui se composent d’une part, des tarifs d’accès au service pour la gestion du registre des garanties d’origine et d’autre part des frais de gestion et des frais d’inscription relatifs à la mise aux enchères des garanties d’origine ; – la liste exhaustive des indications et des pièces à produire par les candidats pour permettre l’appréciation des offres au regard de ces critères ; – la date et l’heure limites de dépôt des dossiers de candidature qui doivent être fixées quarante jours au moins à compter de la date d’envoi de l’avis au Journal officiel de l’Union européenne ; – l’adresse électronique à laquelle le candidat fait parvenir son dossier de candidature à l’appel d’offres. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 8/14 Le projet de décret ajoute les frais de gestion et les frais d’inscription au Registre pour la mise aux enchères des garanties d’origine à l’article R. 121-30 du code de l’énergie, qui précise le montant des charges imputables aux missions de service public. Il dispose que l’Organisme notifie, avant le 31 mars de chaque année, au ministre chargé de l’énergie et à la CRE les éléments permettant de déterminer ou de calculer ces frais au titre de l’année précédente et les éléments permettant de déterminer le montant prévisionnel de ces frais pour l’année suivante. Il énonce par ailleurs que l’Organisme notifie au ministre chargé de l’énergie et à la CRE, le montant des revenus issus de la mise aux enchères au titre de l’année précédente. Le projet de décret ajoute également à l’article R. 121-31 du code de l’énergie, qui précise le montant des charges imputables aux missions de service public pour l’année suivante, les frais de gestion et les frais d’inscription au Registre de l’Organisme pour la mise aux enchères des garanties d’origine. Il supprime enfin de ce même article le paragraphe relatif à la déduction du montant de la valorisation financière des garanties d’origine de l’électricité produite dans le cadre d’un contrat de soutien, de la compensation reçue par les acheteurs obligés au titre des charges de service public. Analyse de la CRE En plus des missions afférentes à la gestion du registre des garanties d’origine, l’Organisme sera responsable de l’organisation de la mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien. Dans le cadre de cette mission, il supportera des frais de gestion pour l’organisation des enchères ainsi qu’une perte de recettes liée à l’inscription, sans frais pour les producteurs, des installations visées par la mise aux enchères sur le Registre et à l’émission, également sans frais pour les producteurs, des garanties d’origine correspondantes sur le compte ouvert au nom de l’État. En application de l’article L. 314-14-1 du code de l’énergie, qui dispose que « les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine, déduction faite des frais de gestion de cette mise aux enchères et des frais d’inscription au registre mentionné au même article L. 314-14, viennent en diminution des charges imputables aux missions de service public », le projet de décret précise les frais devant être compensés à l’Organisme au titre des charges de service public pour la mise aux enchères des garanties d’origine. Le projet de loi de finances pour 2018, déposé le 27 septembre 2017 à l’Assemblée nationale, prévoit de supprimer les dispositions de l’article L. 314-14-1 susmentionnées, tout en modifiant l’article 5 de la loi n° 2015-1786 du 29 décembre 2015 de finances rectificative pour 2015, afin d’ajouter aux recettes du CAS Transition énergétique « les revenus tirés de la mise aux enchères des garanties d’origine prévue à l’article L. 314-14-1 du code de l’énergie, déduction faite des frais de gestion de cette mise aux enchères et des frais d’inscription au registre mentionné à l’article L. 314-14 du même code ». En complément, pourrait être introduite à l’article L. 121-7 du code de l’énergie, lequel énumère les charges imputables aux missions de service public, la mention relative aux coûts et pertes de recettes supportés par l’Organisme pour la mise aux enchères des garanties d’origine. S’agissant des articles R. 121-30 et R. 121-31 du code de l’énergie relatifs à la détermination des charges imputables aux missions de service public de l’énergie, la CRE propose la rédaction suivante afin de clarifier la nature des charges et le processus de déclaration : Pour l’article R. 121-30 : « L’organisme mentionné à l’article L. 314-14 notifie, avant le 31 mars de chaque année, au ministre chargé de l’énergie et à la Commission de régulation de l’énergie, le montant des charges qu’il a effectivement supportées au titre de l’année précédente pour la mise aux enchères des garanties d’origine prévue à l’article L. 314-14-1 et le montant prévisionnel de ces charges pour l’année suivante. Ces charges sont composées d’une part, des coûts supportés au titre de l’organisation des enchères des garanties d’origine et d’autre part, des pertes de recettes dues à l’inscription, sans frais pour les producteurs, des installations mentionnées au premier alinéa de l’article L. 314-14-1 sur le registre mentionné à l’article L. 314-14 et à l’émission, également sans frais pour les producteurs, des garanties d’origine correspondantes en vue de leur mise aux enchères ». Pour l’article R. 212-31 : « i) Augmenté du montant prévisionnel des charges supportées par l’organisme mentionné à l’article L. 314-14 pour la mise aux enchères prévue à l’article L. 314-14-1, au vu de la déclaration prévue au IV de l’article R. 121-30, ce montant comprenant l’écart constaté entre les frais prévisionnels et les frais effectivement calculés au titre de l’année précédente ». Concernant le cahier des charges de l’appel d’offres visant à sélectionner l’Organisme, la CRE est favorable à une définition plus précise des attentes du ministre chargé de l’énergie vis-à-vis des candidats s’agissant des tarifs et des coûts qu’ils seront amenés à proposer dans leur offre. Il conviendrait en effet que les offres de candidats incluent les tarifs des prestations pour la gestion du Registre (frais fixes correspondant à l’inscription des titulaires de compte et l’inscription des installations, et frais variables, en €/MWh d’énergie certifiée, pour l’émission, le transfert, l’exportation, l’importation et l’annulation des garanties d’origine) assortis du détail des coûts permettant de les justifier. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 9/14 En vue de la sélection de l’Organisme, il apparaît également nécessaire que les candidats exposent les frais de gestion qu’ils seront amenés à supporter pour l’organisation des enchères de garanties d’origine. A ce titre, il conviendrait que le décret précise que les tarifs proposés par les candidats seront notamment évalués au regard d’un critère de minimisation des frais devant être compensés à l’Organisme pour la mise aux enchères des garanties d’origine. Enfin, il conviendrait que soient également précisées les garanties financières qui seront demandées aux acheteurs souhaitant participer aux enchères, celles-ci devant être fixées à un niveau permettant de concilier l’objectif d’une nécessaire sécurisation des flux financiers et une large participation aux enchères. 3.3 Autres évolutions du cadre réglementaire applicable aux garanties d’origine 3.3.1 Garanties d’origine pour l’électricité autoconsommée Le projet de décret introduit des règles particulières pour les garanties d’origine de l’électricité autoconsommée (autoconsommation individuelle ou collective). Il énonce que les producteurs peuvent émettre des garanties d’origine pour de l’électricité qu’ils produisent et consomment eux-mêmes, sous réserve que la configuration technique des installations permette de mesurer de manière séparée la puissance injectée et soutirée sur le réseau et d’autre part, la puissance totale produite en sortie des machines électrogènes minorée de la puissance consommée par les auxiliaires. Il précise également que lorsque l’électricité autoconsommée fait l’objet d’un contrat de soutien, les dispositions relatives à la résiliation du contrat et au remboursement des sommes perçues trouvent à s’appliquer de la même manière que pour l’électricité injectée sur le réseau si une garantie d’origine est émise par le producteur. En outre, le projet de décret précise que les garanties d’origine afférentes à une production d’électricité autoconsommée ne peuvent pas être transférées et doivent être utilisées par le producteur. Enfin, le projet de décret fait évoluer la méthodologie de calcul du mix résiduel définie à l’article R. 333-14 du code de l’énergie, en prévoyant : – d’une part, que l’électricité produite et autoconsommée n’est pas prise en compte dans le calcul du mix de consommation d’électricité en France ; – d’autre part, que les garanties d’origine certifiant une production d’électricité autoconsommée ne sont pas prises en compte dans le calcul du mix résiduel d’électricité en France. Analyse de la CRE Les règles applicables aux garanties d’origine de l’électricité autoconsommée sont similaires, dans leurs grandes lignes, aux dispositions afférentes aux garanties d’origine de l’électricité injectée sur les réseaux – notamment la mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien, ainsi que la résiliation de celui-ci et le remboursement des sommes perçues par le producteur si ce dernier émet une garantie d’origine pour de l’énergie donnant droit à une rémunération au titre du contrat de soutien. Le projet de décret introduit toutefois une contrainte spécifique aux garanties d’origine certifiant une production d’électricité autoconsommée, qui ne peuvent pas être transférées et doivent être utilisées par le producteur en autoconsommation. Si la CRE est favorable à ce que l’énergie produite et autoconsommée puisse être certifiée par des garanties d’origine de manière similaire à l’énergie injectée sur le réseau, il n’apparaît en revanche pas justifié d’interdire aux producteurs qui le souhaiteraient de vendre ces garanties d’origine sur le marché – d’autant plus que, s’agissant de l’énergie autoconsommée produite dans le cadre d’un contrat de soutien, les garanties d’origine ont vocation à être mises aux enchères et pourront, par conséquent, être achetées et utilisées par des fournisseurs souhaitant proposer des offres « vertes » à leurs clients. Par conséquent, la CRE recommande que les garanties d’origine afférentes à de l’électricité autoconsommée puissent être transférées par les producteurs en vue de leur utilisation par d’autres acteurs. Enfin, il conviendrait de faire en sorte que la production autoconsommée puisse être comptabilisée dans le calcul du mix de consommation et du mix résiduel, qui ont vocation à représenter l’ensemble de la production d’électricité sur le territoire français. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 10/14 3.3.2 Dispositions visant à accroître la transparence sur l’utilisation des garanties d’origine Le projet de décret modifie certaines dispositions des articles R. 314-53 à R. 314-70 du code de l’énergie relatifs à l’utilisation des garanties d’origine et complète les dispositions des articles R. 333-10 à R. 333-15 du même code, relatifs aux obligations des fournisseurs en matière d’information des consommateurs d’électricité. Affichage des garanties d’origine importées et exportées sur le Registre En l’état actuel, les informations du Registre accessibles au public se limitent aux garanties d’origine émises et utilisées en France. Par conséquent, n’apparaissent ni les données relatives aux garanties d’origine émises dans d’autres États membres de l’Union européenne et importées par des fournisseurs exerçant leur activité de fourniture d’électricité en France, ni les informations relatives à l’exportation de garanties d’origine émises en France dans d’autres États membres de l’Union européenne. Le projet de décret prévoit de compléter les informations du Registre accessibles au public en y intégrant les données relatives aux garanties d’origine importées et, le cas échéant, la mention qu’une garantie d’origine a été exportée. Le projet de décret ajoute également ces informations au rapport sur les garanties d’origine adressé chaque année par l’Organisme au ministre chargé de l’énergie en application des dispositions de l’article R. 314-64 du code de l’énergie. Mise en cohérence des périodes de production et de consommation relatives aux garanties d’origine L’article R. 314-66 du code de l’énergie dispose actuellement que les garanties d’origine ne peuvent être utilisées que dans les douze mois suivant la date de fin de la période sur laquelle porte la demande de garanties d’origine, et qu’elles doivent être utilisées avant le 31 mars de l’année civile suivante pour attester de la source renouvelable de l’électricité consommée au titre d’une année civile. Le projet de décret supprime cette disposition et prévoit que pour attester de la source renouvelable de l’électricité consommée, la garantie d’origine doit provenir d’une production du même mois que le mois de consommation qu’elle certifie. Dans le cas où la production d’une installation n’atteindrait pas le seuil du mégawattheure (correspondant à une garantie d’origine) sur un mois, la garantie d’origine peut certifier une consommation ayant eu lieu pendant la durée de production considérée, dans la limite de 5 mois. Obligations des fournisseurs en matière d’information des consommateurs d’électricité En application des dispositions de l’article R. 333-10 du code de l’énergie, les fournisseurs d’électricité sont aujourd’hui tenus d’informer les consommateurs finals sur l’origine de l’électricité fournie. A cet effet, ils indiquent, sur les factures d’électricité ou dans un document joint et dans les documents promotionnels relatifs à l’électricité adressés aux consommateurs finals les différentes sources d’énergie primaire utilisées pour produire l’électricité qu’ils ont commercialisée et la contribution respective de chacune d’elles à leur offre globale d’électricité. Les fournisseurs peuvent se prévaloir du mix résiduel8 pour la part de l’électricité commercialisée dont l’origine n’est pas certifiée par des mécanismes de traçabilité. La contribution en sources d’énergie renouvelable ou produite par cogénération ne peut être supérieure à la part contenue dans le mix résiduel que si des garanties d’origine ont été utilisées. Le projet de décret complète ces dispositions en prévoyant que dans le cas où des garanties d’origine ont été acquises dans le cadre des enchères organisées par l’Organisme au bénéfice de l’État, il est explicitement fait mention de la part d’électricité produite à partir de sources renouvelables acquise par ce biais. Enfin, le projet de décret modifie l’article R. 333-15 du code de l’énergie en prévoyant que les fournisseurs d’électricité transmettent chaque année à l’Organisme les informations relatives à l’origine de l’électricité qu’ils fournissent à leurs clients, que celui-ci publie sur son site internet. Analyse de la CRE La CRE est favorable à une plus grande transparence sur l’utilisation des garanties d’origine par les fournisseurs, pour éclairer les choix des consommateurs. Les évolutions suivantes, proposées pour certaines par le projet de décret objet du présent avis et présentées ci-après par ordre de priorité décroissante, vont dans le sens de cette transparence. Lorsqu’ils souscrivent à une offre d’électricité « verte », les consommateurs visent à encourager le développement des énergies renouvelables dans la production d’électricité. Selon le pays d’implantation des installations auxquelles correspondent les garanties d’origine utilisées par les fournisseurs pour certifier la part d’électricité 8 Le mix résiduel d’électricité correspond au mix de consommation d’électricité dont sont soustraites les garanties d’origine utilisées en France. Le mix de consommation d’électricité correspond à la production électrique de l’année précédente en France, corrigée des imports et des exports d’électricité physique et ajustée, le cas échéant, par la part de l’électricité certifiée par des mécanismes de traçabilité. Le mix de consommation est ensuite corrigé des garanties d’origine exportées et importées. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 11/14 produite à partir de sources renouvelables dans l’électricité qu’ils commercialisent, cet encouragement peut contribuer à l’atteinte des objectifs que l’État français s’est fixés en matière d’énergies renouvelables, ou plus généralement aux objectifs européens de développement des énergies renouvelables. Par ailleurs, selon la situation dans laquelle se trouvent les installations auxquelles correspondent les garanties d’origine utilisées par les fournisseurs, cet encouragement peut être de nature différente. Lorsque les garanties d’origine proviennent d’installations récentes ne bénéficiant pas d’un soutien, la souscription à une offre « verte » permet de stimuler l’investissement dans de nouvelles installations de production à partir de sources renouvelables. Lorsqu’elles proviennent d’installations historiques ayant bénéficié d’un soutien par le passé, la souscription à une offre « verte » offre un complément de rémunération à une installation amortie qui peut dans certains cas contribuer à la décision d’en poursuivre l’exploitation. Enfin, lorsqu’elles proviennent d’installations bénéficiant d’un dispositif de soutien, la souscription à une offre « verte » entraîne une diminution du coût de financement des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables, pouvant permettre d’envisager le soutien d’installations plus nombreuses. En application des dispositions de l’article R. 333-10 du code de l’énergie, les fournisseurs d’électricité sont aujourd’hui uniquement tenus d’informer les consommateurs finals sur la contribution respective des différentes sources d’énergie primaire utilisées pour produire l’électricité qu’ils ont commercialisée. Le projet de décret prévoit que les fournisseurs devront également faire mention de la part d’électricité produite à partir de sources renouvelables correspondant à des garanties d’origine acquises dans le cadre des enchères organisées par l’Organisme pour le compte de l’État. Afin de permettre aux consommateurs d’apprécier la façon dont leur offre d’électricité participe aux différents objectifs susmentionnés, les fournisseurs devraient également être tenus de communiquer la répartition des garanties d’origine utilisées entre les installations de production situées en France et les installations de production situées dans d’autres États membres de l’Union européenne. Par ailleurs, l’obligation de faire mention des garanties d’origine correspondant aux installations bénéficiant d’un soutien, prévue par le projet de décret pour les installations situées en France, devrait également trouver à s’appliquer aux garanties d’origine importées. Ces distinctions apparaissent cohérentes avec l’article 15 de la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009, qui impose que la garantie d’origine précise « l’emplacement […] de l’installation […] et le pays d’émission » et « si et dans quelle mesure l’installation a bénéficié d’une aide à l’investissement, si et dans quelle mesure l’unité d’énergie a bénéficié d’une autre manière d’un régime d’aide national, et le type de régime d’aide ». Elles sont également cohérentes avec l’ajout, prévu par le projet de décret, de la mention des garanties d’origine importées et exportées sur le Registre. Il conviendrait par ailleurs que les informations du Registre tenues publiques précisent à la fois la contrepartie utilisatrice pour les garanties d’origine utilisées en France (identité du fournisseur) et la contrepartie (identité de l’acheteur) ainsi que le pays d’exportation pour les garanties d’origine exportées. Par conséquent, le rapport annuel prévu à l’article R. 314-64 du code de l’énergie pourrait inclure ces données. Il pourrait plus généralement être prévu qu’il fasse l’objet d’une transmission à la CRE. Restreindre les conditions d’utilisation des garanties d’origine en prévoyant que la garantie d’origine doit provenir d’une production du même mois que le mois de consommation qu’elle certifie irait également dans le sens d’une plus grande transparence pour les consommateurs en prenant en compte les variations saisonnières de production par rapport à la situation actuelle où la « période de production » et la « période d’utilisation » des garanties d’origine sont chacune d’une année. Il convient néanmoins de soulever qu’elle ne permet pas à un consommateur souscrivant à une offre d’électricité « verte » d’être assuré que sera injectée sur le réseau, en toute heure, une quantité d’énergie issue de sources renouvelables équivalente à sa consommation. Par ailleurs, en application des dispositions de l’article R. 333-10 du code de l’énergie susmentionnées, l’obligation d’information de la part des fournisseurs porte aujourd’hui uniquement sur leur offre globale d’électricité, définie comme l’ensemble de l’électricité délivrée à l’ensemble de ses clients. Ainsi, un fournisseur proposant à la fois une offre « verte » et une offre « standard » peut communiquer auprès de ses clients en offre « verte » sur l’origine « à 100 % renouvelable » de l’électricité qu’ils consomment, tout en incluant cette contribution en sources d’énergie renouvelable dans son offre globale à partir de laquelle il peut communiquer auprès de ses clients en offre « standard » – alors qu’il conviendrait plutôt d’informer ces derniers sur le mix de leur propre offre de fourniture. Il conviendrait pour cela que l’obligation des fournisseurs en matière d’information des consommateurs sur l’origine de l’électricité qu’ils commercialisent porte à la fois sur leur offre globale d’électricité et sur chacune des offres qu’ils proposent à leurs clients. Cette évolution apparaît cohérente avec la dernière version de la proposition de révision de la directive concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité de la Commission européenne, dans laquelle il est envisagé que les fournisseurs soient tenus d’informer les consommateurs sur « la contribution de chaque source d’énergie à la totalité des sources d’énergie utilisées par le fournisseur (au niveau national, c’est-à-dire dans l’État membre où le contrat de fourniture a été conclu, ainsi qu’au niveau de l’entreprise de fourniture si le fournisseur est actif dans plusieurs États membres) » d’une part, et sur « la contribution de chaque source d’énergie à DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 12/14 l’électricité achetée par le client au titre du contrat de fourniture (communication au niveau du produit) », d’autre part. Enfin, en application des dispositions de l’article L. 314-16 du même code, seules les garanties d’origine « ont valeur de certification de l’origine de l’électricité produite à partir de sources renouvelables aux fins de démontrer aux clients finals la part ou la quantité d’énergie produite à partir de sources renouvelables que contient l’offre commerciale contractée auprès de leurs fournisseurs d’énergie ». Dans la dernière version de sa proposition de révision de la directive relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, la Commission européenne envisage également que les fournisseurs soient tenus d’utiliser les garanties d’origine pour prouver la part ou la quantité d’énergie produite à partir de sources renouvelables que contient leur bouquet énergétique – là où la directive 2009/28/CE du 23 avril 2009 susmentionnée prévoyait qu’ils pouvaient utiliser les garanties d’origine. Or, l’articulation prévue à ce jour par les dispositions de l’article R. 333-10 du code de l’énergie susmentionnées entre le mix résiduel et les garanties d’origine permet à des fournisseurs d’afficher une contribution en sources d’énergie renouvelables ne correspondant ni à l’utilisation du mix résiduel, ni à l’annulation de garanties d’origine – cela étant possible lorsque leur offre commerciale intègre un pourcentage d’électricité produite à partir de sources renouvelables inférieur ou égal à celui contenu dans le mix résiduel. Ces dispositions pourraient être amendées afin d’assurer que l’utilisation des garanties d’origine constitue effectivement pour l’ensemble des fournisseurs le seul moyen de certifier l’origine renouvelable de l’électricité qu’ils commercialisent – que celle-ci provienne ou non de leurs propres moyens de production. S’agissant de l’obligation de publication des informations relatives à l’origine de l’électricité commercialisée par les fournisseurs que le projet de décret fait peser sur l’Organisme, il serait pertinent que les fournisseurs soient également tenus de transmettre ces informations au médiateur national de l’énergie, afin que ce dernier puisse en informer les consommateurs par l’intermédiaire de son service « Energie-Info ». Les informations communiquées pourraient préciser la répartition des garanties d’origine utilisées par les fournisseurs selon les catégories susmentionnées (sources d’énergie renouvelables, pays d’implantation des installations, situation des installations en matière de soutien). Afin d’assurer la bonne mise en œuvre de l’ensemble des dispositions réglementaires visant à accroître la transparence sur l’utilisation des garanties d’origine, il conviendrait que leur respect soit effectivement contrôlé, et le cas échéant sanctionné, par les organes compétents en la matière. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 13/14 AVIS DE LA CRE Introduit par la loi n° 2017-227 du 24 février 2017 susmentionnée, le principe d’une mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien, dont le projet de décret objet du présent avis précise les modalités, vise à assurer l’articulation entre le système des garanties d’origine et les dispositifs nationaux de soutien aux énergies renouvelables. Une telle articulation est nécessaire afin d’éviter que la valorisation des garanties d’origine donne lieu à une rémunération des installations au-delà de celle prévue dans le cadre de leur contrat de soutien, tout en permettant une participation volontaire des consommateurs au financement des énergies renouvelables au-delà des impôts et taxes levés à cet effet. Si la mise aux enchères des garanties d’origine assure l’articulation visée en permettant que la valorisation des garanties d’origine soit rétrocédée à l’État et affectée au financement des énergies renouvelables, c’est toutefois au prix d’une complexité importante, et en tout état de cause supérieure : – au système préexistant dans le cadre de l’obligation d’achat, dans lequel la loi prévoyait que les revenus que les acheteurs tiraient de la valorisation des garanties d’origine venaient en déduction de leur compensation au titre des charges de service public de l’énergie ; – au système proposé par la CRE pour le complément de rémunération consistant à ce que la valorisation des garanties d’origine soit « prise en compte dans la formule du complément de rémunération, selon un mécanisme de régulation incitative par lequel les producteurs conserveraient une part de leur gain et ré- trocéderaient la part restante ». En outre, le risque que les coûts induits par la mise aux enchères soient supérieurs aux recettes tirées de la vente des garanties d’origine ne peut être écarté. Pour ces raisons, la CRE est défavorable au principe d’une mise aux enchères des garanties d’origine pour les installations bénéficiant d’un contrat de soutien. Si ce principe devait être maintenu, la CRE recommande a minima un aménagement du cadre législatif visant à revoir à la hausse le seuil de puissance à partir duquel les installations sont tenues de s’inscrire sur le Registre en vue de la mise aux enchères de leurs garanties d’origine – actuellement fixé par les dispositions de l’article L. 314- 14-1 du code de l’énergie à 100 kW. Ceci permettrait de diminuer notablement les coûts de gestion du dispositif en n’affectant que marginalement le volume de garanties d’origine mis aux enchères. En outre, s’agissant des modalités pratiques prévues par le projet de décret, et compte tenu des éléments d’analyse présentés aux paragraphes 3.1 à 3.3, la CRE demande : – que le prix minimal de vente des garanties d’origine dans le cadre des enchères soit fixé par défaut à zéro, et qu’il ne puisse pas en tout état de cause être supérieur aux coûts administratifs induits par la mise aux enchères si le principe d’un prix minimal de vente non nul devait être conservé ; – que les garanties d’origine afférentes à de l’électricité autoconsommée puissent être transférées par les producteurs en vue de leur utilisation par d’autres acteurs et que la production autoconsommée ne soit pas exclue du calcul du mix de consommation et du mix résiduel ; – que les fournisseurs soient tenus de communiquer la répartition entre les garanties d’origine correspondant à des installations de production situées en France et les garanties d’origine importées correspondant à des installations situées dans d’autres États membres de l’Union européenne ; – que l’obligation des fournisseurs en matière d’information des consommateurs sur l’origine de l’électricité qu’ils commercialisent porte à la fois sur leur offre globale d’électricité et sur chacune des offres qu’ils proposent à leurs clients ; – que les dispositions de l’article R. 333-10 du code de l’énergie soient amendées afin d’assurer que l’utilisation des garanties d’origine constitue effectivement pour l’ensemble des fournisseurs le seul moyen de certifier l’origine renouvelable de l’électricité qu’ils commercialisent – que celle-ci provienne ou non de leurs propres moyens de production. DÉLIBÉRATION 7 décembre 2017 14/14 Enfin, si les dispositions de ce projet de décret permettent d’accroitre la transparence vis-à-vis des consommateurs finals sur l’origine de l’électricité qui leur est fournie, il conviendrait que la bonne application en soit effectivement contrôlée, et le cas échéant sanctionnée, par les organes compétents en la matière. La présente délibération sera publiée sur le site de la CRE et transmise au ministre d’État, ministre de la transition écologique et solidaire.

 

Délibéré à Paris, le 7 décembre 2017. Pour la Commission de régulation de l’énergie, Le Président, Jean-François CARENCO

 

 

 

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