Watt Else n°9

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Transition énergétique : quel avenir pour la rémunération de l’énergie verte ?

WattElse

Le 14 octobre 2014, l’Assemblée Nationale a adopté le projet de loi sur la transition énergétique pour la croissance verte. Ce texte impactera les mécanismes de soutien aux Energies Renouvelables (EnR). Quelles sont les pistes d’évolution ? Thomas Veyrenc, Directeur du Département Marché de RTE, revient sur le projet de loi et expose la position de RTE.

Pourquoi les mécanismes de soutien aux EnR sont-ils aujourd’hui remis en cause ?

Aujourd’hui, les fournisseurs historiques sont obligés d'acheter la production issue des EnR à un tarif garanti sur 15-20 ans, supérieur au prix du marché. Plusieurs éléments conduisent à remettre à plat ce système d’ « obligation d’achat ».

Tout d’abord, le coût de ces mécanismes de soutien et l'arrivée à maturité de certaines filières vertes rendent souhaitable une intégration complète de ces dernières au marché. En effet, les surcoûts sont actuellement compensés par la contribution au service public de l'électricité (CSPE) payée par les consommateurs à hauteur de 16,5 euros/MWh (dont environ 60 % au titre des EnR).

Ensuite, les opérateurs de ces installations subventionnées évoluent hors marché : cela crée de potentiels dysfonctionnements dans la formation des prix de gros, avec notamment l’amplification de phénomènes de prix négatifs.

Enfin, leur taille limitée et un ensemble de dérogations dispensent ces moyens de s’impliquer dans les dispositifs qui permettent le bon fonctionnement du système électrique (responsabilité de programmation et d’équilibre, MA, services système). Hors, cette situation ne sera plus tenable lorsqu’ils représenteront une part importante de la production.

Quelles sont les évolutions envisagées dans le projet de loi ?

Début 2014, les pouvoirs publics ont mené une consultation publique sur l’évolution du dispositif de soutien des énergies renouvelables, à laquelle RTE a participé. Objectif : déterminer comment mieux intégrer les EnR au marché et à la vie du système électrique.

Le cadre général du projet de loi va dans le sens des solutions esquissées lors de cette consultation. Sans remettre en cause les contrats existants, il prévoit un complément de rémunération – ou prime – pour remplacer l’actuel tarif d’achat garanti. Ainsi, les opérateurs d’installation bénéficiant de ce nouveau mode de soutien devront commercialiser eux-mêmes leur électricité sur le marché. Le revenu global qu’ils percevront sera la somme des ventes sur le marché et de cette prime.

Quelle est la position de RTE vis-à-vis de ces propositions ?

Nous sommes globalement satisfaits des pistes retenues. Nous préconisions cette coexistence entre le système actuel de « tarif d’achat garanti » (TAG) qui permet de soutenir l’innovation et le système de prime à même d’optimiser le coût global et d’améliorer le fonctionnement des marchés et de la concurrence. Objectif : assurer une transition sans rupture.

Ce système permet de responsabiliser les producteurs EnR. Étant eux-mêmes chargés de valoriser leur production sur le marché, ils devront tenir compte du signal prix : ils éviteront par exemple de planifier des travaux de maintenance lorsque les prix de marché seront élevés et seront incités à couper leur production lors d’épisodes de prix négatifs. La valeur que la collectivité peut tirer des EnR sera ainsi maximisée. En outre, les producteurs EnR seront désormais incités à équilibrer leurs injections et leurs ventes : cela les encouragera à prévoir leur production et à transmettre cette information au marché en corrigeant leurs écarts.

De plus, ce système devrait également permettre l’essor d’agrégateurs de production EnR ayant pour vocation de regrouper les installations de petite taille, comme le photovoltaïque, et d’optimiser le placement de l’énergie sur le marché.

Il faudrait cependant aller plus loin en précisant les conditions dans lesquelles les producteurs EnR participeraient activement à la gestion du système électrique. Ils bénéficient aujourd’hui de dérogations qu’il conviendrait de lever, de façon proportionnée, en tenant compte des caractéristiques de leurs installations. Ainsi, nous plaidons pour améliorer l’observabilité et la commandabilité de ces installations et pour qu’elles soient soumises à la même obligation de programmation que les autres capacités, notamment pour permettre de valoriser leur flexibilité à la baisse.

 

Le Sénat doit prochainement examiner le texte.

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