Le marché de l’électricité
Commercialisation de la production hydroélectrique
Le marché de l’électricité désigne les formes d’organisation du secteur de la production et de la commercialisation d’électricité en France, qui font l’objet d’un processus d’ouverture et de libéralisation. La loi « NOME » du 7 décembre 2010 a fixé un nouveau cadre pour le marché de l’électricité.
Il existe 2 possibilités de commercialiser la production hydroélectrique :
- Vendre sa production sur le marché
Le producteur choisit la meilleure offre commerciale pour vendre son électricité à un intermédiaire qui lui-même s’occupera de vendre sur le marché (la bourse de l’électricité, Epex). Les contrats vont de quelques mois à plusieurs années. Les prix correspondent à une moyenne de ce qui se pratique depuis plusieurs années.
Les indices de prix de marché sont désormais disponibles sur le site de la CRE, accessibles via le lien suivant : https://www.cre.fr/Pages-annexes/open-data
- Vendre sa production à un acheteur obligé
Le producteur peut conclure un contrat dit d’obligation d’achat avec un acheteur obligé (voir ci-dessous) afin de se faire racheter sa production, en partie ou en intégralité, au tarif fixé par l’Etat et précisé dans le contrat), supérieur au prix de marché de l’électricité.
Ces deux possibilités peuvent être aussi combinées dans une même centrale, chaque turbine pouvant avoir un contrat différent.
Les mécanismes de soutien aux énergies renouvelables électriques ont évolué au fil des années, notamment dans l’objectif de mieux maîtriser les charges budgétaires en résultant et afin de se conformer au cadre européen, notamment aux lignes directrices encadrant les aides d’Etat à l’énergie et à l’environnement adoptées le 28 juin 2014 par la Commission Européenne, et introduites en France dans la Loi de Transition Énergétique.
Il existe désormais deux modalités d’attribution du soutien :
- le guichet ouvert, qui ouvre doit à différents mécanismes de soutien selon la puissance de la centrale (nécessairement inférieure à 1MW) :
- 0 à 499 kW – l’obligation d’achat
- 500 à 999 kW – vente sur le marché et complément de rémunération
- les procédures de mises en concurrence : les lauréats de l’appel d’offres bénéficient d’un soutien tel que défini dans la procédure de l’appel d’offres
- Supérieure à 1 MW : appel d’offres et vente sur le marché complétée du complément de rémunération
Ci-dessous la liste de nos adhérents Acheteurs obligés
EDF Obligation d'Achat
Acheteur historique
Agregio (EDF)
Acheteur obligé
BCM Energy
Acheteur obligé
Enercoop
Acheteur obligé depuis 2016
Energie d'Ici
Acheteur obligé
Enoe
Acheteur obligé
ES Electricité de Strasbourg
Acheteur obligé
GEG
Acheteur obligé
GREEN-ACCESS
Acheteur obligé
HYDRONEXT
Acheteur obligé
UEM
Acheteur obligé
Les mécanismes de soutien à l'hydroélectricité
- L’obligation d’achat
Les principes de l’obligation d’achat de l’électricité d’origine renouvelable figurent dans l’article 10 de la loi n°2000-108 du 10 février 2000 : tout kilowattheure injecté sur le réseau est acheté par un acheteur obligé à un tarif d’achat, fixé à l’avance (L. 314-1 à L. 314-13 du code de l’énergie). Les tarifs d’achat ont vocation à assurer une rentabilité normale aux investissements de production d’électricité d’origine renouvelable. Pour ce faire, le niveau de prix auquel le distributeur d’énergie doit racheter l’électricité est fixé par arrêté à un niveau supérieur au niveau du prix de marché.
Les arrêtés tarifaires sont spécifiques à chaque filière et pris par les Ministres chargés de l’économie et de l’énergie, après avis du Conseil supérieur de l’énergie (CSE) et de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). La filière hydroélectrique a connu plusieurs contrats dits : H97, H01 H07 et H16 (les chiffres correspondant aux années de parution des arrêtés). Chaque contrat possède ses spécificités de durée et de tarif. Les arrêtés régissant les contrats 97, 01 et 07 ont été abrogés mais les contrats étant conclus pour 15 et 20 ans, de nombreuses installations sont encore sous ces types de contrats.
- Le complément de rémunération
Entre 2000 et 2016, l’obligation d’achat a été, en France, le seul mécanisme de soutien public au développement de l’hydroélectricité. Ce fonctionnement a été remis en cause par la Commission Européenne lorsque les lignes directrices encadrant les aides d’Etat à l’énergie et à l’environnement ont été adoptées le 28 juin 2014 et introduites en France dans la Loi de Transition Énergétique.
En complément de l’obligation d’achat, désormais exclusivement réservée aux centrales d’une puissance strictement inférieure à 500 kW, la loi de Transition énergétique introduit la notion de complément de rémunération. Il s’agit d’une prime versée au producteur en complément de la vente sur le marché de l’électricité qu’il a produite. Celle-ci est proportionnelle à l’énergie produite et vise à donner au producteur un niveau de rémunération qui couvre les coûts de son installation tout en assurant une rentabilité normale de son projet (L. 314-18 à L. 314-27 du code de l’énergie).
En ce qui concerne la référence du prix de marché M0 utilisé pour le calcul du complément de rémunération pour la filière hydraulique, les textes prévoient les dispositions suivantes :
« M0 est le prix de marché de référence, défini comme la moyenne arithmétique sur l’année civile des prix spots horaires positifs ou nuls pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France, exprimé en €/MWh.
Pendant la première et la dernière année civile du contrat de complément de rémunération, le prix de marché de référence M0 est calculé tous les mois comme la moyenne arithmétique des prix spots positifs ou nuls sur le mois pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France. »
Le M0 hydraulique est donc suivant les cas de figure, soit le M0 annuel, soit le M0 mensuel, tous accessibles sur le fichier d’indices de prix de marché mis à jour sur le site de la CRE et sur data.gouv.fr
- La majoration de qualité
En complément de l’obligation d’achat et du complément de rémunération, les producteurs peuvent bénéficier d’une majoration de qualité (MQ) attribuée en fonction de la régularité de leur production en hiver.
Une majoration MQ est fixée au contrat d’achat pour une durée de cinq ans et révisable à la demande de l’une ou l’autre des parties à la fin de chaque période de cinq ans. Elle est appliquée en hiver en fonction de la régularité inter-annuelle de la chute. Cette régularité est évaluée à partir des productions mensuelles totales des années antérieurement connues, prises consécutivement jusqu’à concurrence de quinze ans.
Un coefficient d’irrégularité est calculé pour les mois d’hiver. Sa valeur permet de calculer un taux, qui, appliqué à la majoration maximum, donne la valeur de la majoration de qualité effective.
Les productions retenues peuvent être corrigées des défaillances imputables soit à des accidents survenus au matériel ou aux ouvrages de génie civil, soit à des arrêts d’entretien normal, dont l’époque et la durée ont été décidées en accord avec l’acheteur.
Les modalités de calcul de la majoration de qualité ont été revues en 2017 par le Ministère et négociée par France Hydro Electricité. En savoir plus
- Contrat actuellement en vigueur : contrat H16
L’arrêté tarifaire qui définit les modalités d’accès au contrat H16 a été publié le 13 décembre 2016. Il s’agit d’un contrat de 20 ans qui concerne toutes les installations jusqu’à 1MW à des conditions variables selon la puissance installée de la centrale et la nature du projet (neuf ou rénovation) :
Le nouvel encadrement des aides d’état prévu par la Commission Européenne introduit également de nouvelles conditions d’accès aux mécanismes de soutien, traduites dans le contrat H16 :
- Non cumul des aides : l’installation qui a reçu une aide publique pour sa construction ne peut pas bénéficier d’un contrat d’obligation d’achat ni de complément de rémunération.
- Attestation de conformité : depuis 2018, une attestation de conformité est nécessaire pour obtenir un contrat d’achat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération.
Les appels d'offres
La loi de Transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015 fixe l’objectif de 23 % d’énergie d’origine renouvelable dans la consommation d’énergie en 2020, et l’objectif de 32 % pour 2030. A cette échéance, la loi fixe l’objectif de produire 40 % de l’électricité à partir de sources renouvelables. Afin de répondre à cet objectif, tout le potentiel restant des filières matures doit être mobilisé, et en particulier celui de l’hydroélectricité.
Les objectifs de développement de chaque filière d’énergies renouvelables sont déclinés dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE). Pour favoriser le développement de l’hydroélectricité, dans le respect des lignes directrices européennes, la PPE prévoit de « relancer le développement de l’hydroélectricité par des appels d’offres réguliers« .
- Un premier appel à projets lancé en 2016 a permis d’identifier 27 MW de projets
Dans l’attente des appels d’offres prévus par la loi de Transition Énergétique pour développer des projets supérieurs à 1 MW, Ségolène Royal lançait le 26 avril 2016, en clôture de la Conférence Environnementale, un premier appel à projets pour permettre de développer de nouvelles capacités de production hydroélectriques à partir de 36 kW. Objectif : développer près de 60 MW de nouvelles capacités, ne relevant pas du régime de la concession, pour relancer la filière et développer la construction de nouvelles installations et l’équipement de barrages ou de seuils existants, mais ne produisant pas à ce jour d’électricité, et en particulier l’équipement de sites d’anciens moulins. 19 lauréats de ce premier appel à projets ont été désignés pour une capacité de 27 MW.
- Un appel d’offres sur 3 ans pour 105 MW de nouvelles puissances (2017/2020)
Pour poursuivre la dynamique de l’appel à projets, un nouvel appel d’offres pour 105 MW de nouvelles petites centrales hydroélectriques, répartis en trois périodes de candidature de 35 MW, a également été lancé en 2017. Le cahier des charges a été simplifié : l’appel d’offres est devenu pluriannuel pour plus de visibilité pour les porteurs de projets et le nombre de familles a été réduit, de même que la composition des dossiers et leur procédure d’évaluation.
Les garanties d'origine
- Comprendre les garanties d’origine
Une garantie d’origine (ou garantie d’origine renouvelable) est un document électronique certifiant l’origine de l’électricité fournie par une unité de production renouvelable ou de cogénération. Les garanties d’origine tracent l’énergie verte du producteur au consommateur final, assurant la transparence de la provenance de l’électricité aux consommateurs finaux.
Depuis le 1er janvier 2012, seules les garanties d’origine certifient que l’électricité est produite à partir de sources renouvelables.
- Quelles obligations pour les producteurs ?
L’inscription est unique et gratuite : une fois que l’installation est inscrite, les gestionnaires de réseau tiennent à jour la base de données où figure la liste des installations (art. R. 314-69-3 du code de l’énergie) et transmettent les données de production à Powernext, teneur du registre national (art. R. 314-69-4).
- Centrales hydroélectriques d’une puissance > à 100 kW, bénéficiant d’un contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération
Le producteur doit s’inscrire sur le registre Powernext pour le compte de l’Etat et ne bénéficie pas du produit de la vente de ses garanties d’origine (décret du 5 avril 2018). Un producteur bénéficiant d’un mécanisme de soutien qui émettrait des garanties d’origine sur l’électricité qu’il produit pour son propre compte verrait alors son contrat d’obligation d’achat ou de complément de rémunération immédiatement résilié et devrait rembourser la part de soutien perçue depuis le début de son contrat.
Powernext a développé un système de mises aux enchères des garanties d’origine qui sera lancé en septembre 2019.
Le marché de capacité
Le mécanisme de capacité est institué par la loi NOME du 7 décembre 2010, il vise à garantir la sécurité d’approvisionnement en électricité en France à moyen terme, lors des pointes hivernales. Il est entré en vigueur le 1er janvier 2017.
- Pourquoi mettre en place un tel dispositif ?
L’électricité ne se stockant pas, il est nécessaire de maintenir à chaque instant l’équilibre entre la consommation et la production d’électricité, en particulier pendant les périodes de pointe. Or, l’intensité des pointes de consommation électrique a fortement augmenté ces dernières années en France alors que les moyens de production n’ont pas progressé, voire risquent de fermer faute de rentabilité.
- Comprendre le mécanisme de capacité
Coté demande : Le mécanisme fait peser sur les fournisseurs l’obligation d’acquérir des garanties de capacités à proportion de la consommation de leur portefeuille de clients lors des pointes.
Coté offre : les producteurs ou opérateurs d’effacement s’engagent à l’avance sur la disponibilité future de leur(s) moyen(s) de production ou de leur(s) capacité(s) d’effacement. Ils sont alors les exploitants au sens du mécanisme de capacité qui touchent des garanties de capacité.
- Quelles obligations pour les producteurs ?
En tant que producteur raccordé au réseau de distribution, c’est une obligation légale de se faire certifier pour les années futures. La certification d’un moyen de production consiste à s’engager sur une puissance moyenne disponible lors des périodes de pointe d’un hiver à venir. L’engagement est pris par l’exploitant en amont de l’hiver qui se voit remettre des garanties de capacité en contrepartie. Ces garanties de capacités peuvent ensuite être vendues à des fournisseurs dans le cadre du marché de capacité.
Pendant l’année, les jours de pointes sur lesquels l’exploitant s’est engagé à être disponible sont signalés par RTE la veille pour le lendemain. Le nombre de jours de pointe varie entre 10 et 25 par an et ils sont dispersés sur les deux périodes hivernales : janvier à mars & novembre à décembre. Les heures de pointe d’une journée sont [7h/15h] et [18h/20h]. Au cours de l’hiver, les gestionnaires de réseau contrôlent si la disponibilité de la capacité est à la hauteur de l’engagement initial.
Les règles prévoient deux cas de figure :
- Le producteur dispose d’un contrat en obligation d’achat : dans ce cas c’est EDF Obligation d’Achat qui est « subrogé » au producteur pour faire les démarches de certification et valoriser les certificats (le mécanisme de capacité est donc sans effet sur les contrats d’obligation d’achat en cours).
- Dans toute autre situation, le producteur doit faire certifier son (ses) moyen(s) de production soit directement, soit en mandatant un tiers qui le représente en tant qu’exploitant.
- Les grandes étapes du processus de certification
Pour déclarer un fournisseur, les producteurs doivent compléter les modèles de déclaration disponibles sur le site Enedis et les transmettre à leur gestionnaire de contrat :
- Pour tous clients, l’accord de rattachement à un acteur obligé,
- En complément, pour les clients participant au mécanisme d’ajustement ou à NEBEF, le modèle de déclaration fournisseur.
S’agissant des capacités de production hydrauliques, les capacités de puissance installée inférieure à 1 MW sont présumées appartenir à la filière fil de l’eau et sont ainsi éligibles au régime dérogatoire. Toutefois, le titulaire de l’entité de certification d’une capacité hydraulique de puissance installée inférieure à 1 MW demeure dans l’obligation de déclarer le caractère non-fatal de cette capacité lorsqu’il est en mesure de connaître ce caractère. Dans ce cas, la Capacité n’est pas éligible au régime dérogatoire.
