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COMPTE-RENDU DES REUNIONS SUR LE COMPLEMENT DE REMUNERATION

- du 23 février 2015 à l’ATEE - du 25 février 2015 a la DGEC

Ce document réunit les informations échangées lors de deux réunions à propos du complément de rémunération. La première organisée par le Club Biogaz le 23 février 2015 pour présenter le principe du mécanisme de complément de rémunération et réfléchir à son application pour la filière biogaz. La seconde organisée par la DGEC le 25 février 2015 pour nous présenter les modalités pratiques envisagées de leur côté. Vous trouverez : - en noir les informations partagées au cours du GT Club Biogaz et, - en vert les informations apportées par la réunion DGEC

Sommaire 1 Le principe du complément de rémunération .................................................................. 2

1.1 Rappel du contexte ................................................................................................. 2

1.2 Le principe du complément de rémunération ........................................................... 2

1.2.1 Objectifs ........................................................................................................... 2 1.2.2 Schéma général ............................................................................................... 2 1.2.3 Un exemple : le complément de rémunération en Allemagne ........................... 3

2 Modalités de rémunération du producteur EnR .............................................................. 4

2.1 Le prix de marché de référence ............................................................................... 4

2.1.1 La vente sur le marché libre ............................................................................. 4 2.1.2 Références de calcul du complément de rémunération .................................... 4

2.2 Calcul du complément de rémunération .................................................................. 5

2.2.1 Complément de rémunération à l’énergie produite ou complément de rémunération à la puissance ? ........................................................................................ 5 2.2.2 Tarif de référence ............................................................................................. 5 2.2.3 Plafonnement du complément de rémunération ............................................... 6

2.3 Autres sources revenus déduits du complément de rémunération ........................... 7

2.3.1 La déduction de la valorisation des garanties d’origine ..................................... 7 2.3.2 La déduction de la valorisation des certificats de capacité................................ 7

2.4 Prime de gestion ..................................................................................................... 7

2.5 Le traitement de prix négatifs .................................................................................10

3 Suites à ces deux réunions ...........................................................................................11

4 Premières questions identifiées à transmettre à la DGEC .............................................11

1 Le principe du complément de rémunération

1.1 Rappel du contexte

Installations concernées par le complément de rémunération sont : 1° Les installations de cogénération uniquement 2° D’une puissance supérieure à 500kWel 3° Pour les nouvelles installations ERRATUM : il a été indiqué en séance que les nouvelles installations sont celles qui n’avaient pas demandé leur CODOA avant le 1er janvier 2016, c’est inexact : le projet de loi de transition énergétique indique pour le moment que les nouvelles installations celles qui n’ont pas demandé à bénéficier de l’obligation d’achat avant l’entrée en vigueur des décrets mettant en place le complément de rémunération. Ce qui signifie que si les décrets ne sont pas sortis au 1er janvier 2016, il n’y aura pas de « vide juridique » entre cette date et la mise en place du nouveau mécanisme. En attente de précision sur quelle date sera retenue pour « demander à bénéficier de l’obligation d’achat » : demande de CODOA ou demande de contrat d’achat ou demande de PTF ?. Pas de précisions pour les installations qui réalisent une augmentation de puissance. Les modalités du complément de rémunération pour les installations lauréates de l’appel d’offres seront indiquées dans le cahier des charges de chaque appel d’offres, elles ne seront pas définies dans le décret même si le modèle devrait être similaire. Calendrier des textes à adopter (voir slide 6 de la présentation DGEC)

1.2 Le principe du complément de rémunération

1.2.1 Objectifs

Meilleure intégration des énergies renouvelables : - au marché en vue d’une baisse de la CSPE, - au réseau pour réduire les coûts de gestion du réseau.

1.2.2 Schéma général

Le producteur est rémunéré - d’une part par la vente de son énergie sur le marché libre de l’électricité (par l’intermédiaire d’un agrégateur le cas échéant), - d’autre part par un complément payé par la collectivité. Dans le cas d’une prime « ex-post » telle que privilégiée par la France, le montant du complément n’est pas fixé à l’avance. Il est la différence entre le prix moyen de vente observé sur le marché et un prix « cible », connu à l’avance et déterminé pour chaque filière EnR. Le mécanisme incite les producteurs à produire plus lorsque le prix de l’énergie est plus haut et moins lorsque le prix de l’énergie est faible, en vue d’une meilleure adéquation entre l’offre et la demande sur le marché de l’électricité.

Principe simplifié du complément de rémunération

1.2.3 Un exemple : le complément de rémunération en Allemagne

Présentation réalisée par T. Chapron, de l’Office franco-allemand pour les énergies renouvelables (en PJ). Rappel sur le contexte allemand Le complément de rémunération a été mis en place en 2012 pour les toutes énergies renouvelables, en parallèle du maintien des tarifs d’achat. Le complément de rémunération a connu un certain succès car il présentait un niveau de rémunération supérieur au tarif d’achat notamment sur l’éolien. Ce mécanisme est devenu obligatoire depuis le 1 août 2014 pour les installations de plus de 500kW et va le devenir à partir du 1 janvier 2016 pour les installations de plus de 100kW. Modalités d’application du complément de rémunération Référence de calcul du complément de rémunération Pour le biogaz, le prix de marché de référence est la moyenne des prix de base (baseload day ahead sur le marché Epex Spot : 2,872 c€/kWh en janvier. Le prix cible appelé « tarif de référence » est de 15,26c€/kWh pour les installations de production de biogaz comprises entre 500kW et 20MW. Plus le tarif de référence est bas, plus l’incitation à s’adapter aux besoins du marché est forte. Le complément de rémunération est la différence entre le prix de marché de référence et le tarif de référence (cf schéma ci-dessus). Il est complété par une prime de gestion pour compenser les surcoûts liés aux risques et coûts de la vente sur le marché libre. Pour le biogaz, le prix de marché de référence est la moyenne mensuelle du montant des ventes réalisées par les installations dites « gouvernables à distance ». A noter que certains constructeurs interdisent à leurs clients d’effectuer de la vente directe car cela entraine une usure prématurée des machines à cause de l’arrêt et du démarrage plus fréquent des moteurs. Gestion des prix négatifs Il est prévu qu’à partir de janvier 2016, la prime cesse d’être versée au producteur EnR après 6h consécutives de prix négatifs. Versements financiers Le producteur EnR (ou l’agrégateur) envoie ses offres à Epex qui communique à la Chambre de compensation les transactions. Cette chambre verse la partie « prix de marché » aux producteurs EnR via les banques de compensation. La partie « complément de rémunération » est versée par les gestionnaires de réseau.

Tarif de référence

Revenus de l’installation

Prix de marché

de référence

Cplmt de rémunérat

ion

Prime de gestion

Les producteurs peuvent également se rémunérer en participant au marché d’ajustement. Référence intéressante : Etude allemande sur la flexibilité des installations de méthanisation

2 Modalités de rémunération du producteur EnR en France

Le complément de rémunération ne sera pas applicable aux installations dans les ZNI.

2.1 Le prix de marché de référence

2.1.1 La vente sur le marché libre

La commercialisation de l’électricité se fait sur la bourse de l’électricité européenne « Epex spot ». Aujourd’hui, les principaux acteurs sur ce marché sont les grosses entreprises de traiding de l’énergie, il faut une taille critique minimale pour pouvoir y entrer.

Quelles sont les entités qui peuvent vendre sur Epex Spot ?

A quelles conditions ? Quelles sont leurs obligations ? => Proposition de rencontrer un agrégateur pour en savoir plus sur leurs conditions

2.1.2 Références de calcul du complément de rémunération

Prix de marché de référence : Gouvernabilité des installations à distance ? Les participants au GT notent que cela est pratiqué dans d’autres pays, ils estiment possible d’augmenter leur production de quelques pourcents mais pas d’allumer et d’éteindre en permanence les moteurs. => demander à ce que les installations biogaz ne soient pas considérés comme des installations gouvernables à distance. => la moyenne sera calculée par filière : a priori, il y aura une filière biogaz donc pas de groupe d’installations « gouvernables » à distance. Sur modulation de la production en fonction des intrants ? Au Danemark, les producteurs ajoutent des intrants à réaction rapide (comme de la glycérine) pour produire pendant les pics de demandes. Cela n’est pas possible avec des intrants agricoles, principal gisement français. => le GT considère qu’il n’y a pas de distinction à faire entre les ISDND/OM et les autres installations de méthanisation car la possibilité de moduler la production en fonction des intrants sur une période mensuelle est négligeable. Le principal levier de modulation de la production est le stockage, utilisable par tout type d’installations. Périodicité En premier abord, le GT ne voit pas de contre-indications à la mise en place d’une périodicité mensuelle. Il faudrait néanmoins évaluer les impacts. Modalités du prix de calcul de référence proposées par la DGEC M0, (le prix de marché de référence) revenu standard pour une filière, serait calculé comme la moyenne pondérée des prix spots POSITIFS sur l’année.

La périodicité proposée par la DGEC est une périodicité ANNUELLE. Réactions de la salle 1° Interrogations de la salle sur la raison de ce choix qui implique des variations de prix plus importantes. Le risque de gestion est plus important sur une moyenne annuelle que sur une moyenne mensuelle. 2° A noter que le paramétrage pour trouver le M0 réellement obtenu par les producteurs a été long au Royaume-Uni. 3° Salle : Celui qui ne sera pas dans le profil de production sera perdant. Banque : nous calculons la probabilité de revenus à 90%. S’il y a plus de risques, on demandera plus de rentabilité. DGEC : appel à faire participer les banques à ce GT de façon plus active pour connaître leurs exigences en matière de financement. Point d’attention : flexibilité électrique et valorisation chaleur Le GT soulève la question de la non flexibilité de la valorisation chaleur : les débouchés chaleur (Vmax = 70%) ne présentent pas nécessairement une flexibilité suffisante pour pouvoir moduler sa production d’électricité selon les prix de marché. Il existe des techniques de stockage de thermie (coûts ?). Néanmoins, beaucoup d’industries françaises sont en système vapeur et on ne sait pas stocker de la vapeur. Ce point est d’autant plus prégnant pour le cas des industries qui utilisent la chaleur dans leur process. => Il est donc indispensable de tenir compte de la non-flexibilité de ces installations dans la détermination du tarif de référence.

2.2 Calcul du complément de rémunération

2.2.1 Complément de rémunération à l’énergie produite ou complément de rémunération à la puissance ?

Le GT note que, dans le cas d’un mécanisme dégressif, la prime à la puissance va à l’encontre de l’objectif d’adaptation de la production électrique au marché. Il se prononce plutôt pour un mécanisme de complément de rémunération à la productionpuissance. Les impacts devront être approfondis. Proposition de la DGEC sur complément à l’énergie/complément à la puissance Le complément de rémunération sera versé à la production d’énergie.

2.2.2 Tarif de référence

C’est le tarif auquel une installation « moyenne » sera rémunérée. Structure du tarif de référence Le GT est favorable à ce que le tarif de référence puisse être différencié selon la structure actuelle avec - prix de base (distinct selon le type d’installations : ISDND ou méthanisation) - prime à l’efficacité énergétique

- prime aux intrants

Les demandes récurrentes de la filière seront rappelées dans le GT filière : Sur le principe du tarif d’achat - allongement de la durée des contrats à 20 ans, - maintien en parallèle des subventions pour tenir compte des spécificités des installations et éviter des risques potentiels de dérives. - être autorisé à utiliser des moteurs d’occasion Sur le tarif de base : - supprimer sa dégressivité liée à la puissance pour les installations de plus de 300kW Sur la prime à l’efficacité énergétique - inclure l’hygiénisation dans l’assiette de la prime à l’efficacité énergétique, - inclure le remplacement du chauffage électrique dans l’assiette de la prime à l’efficacité énergétique, - inclure les débouchés thermiques mis en service après le démarrage de l’installation dans l’assiette de la prime à l’efficacité énergétique Sur la prime aux effluents d’élevage - supprimer la dégressivité de cette prime, - l’étendre à d’autres matières agricoles en excluant les cultures énergétiques dédiées

Proposition de la DGEC pour le calcul du tarif de référence Le tarif de référence appelé Te par la DGEC « prendrait en compte les CAPEX (investissement, développement) et OPEX (exploitation, maintenance) moyens d’une installation performante » ainsi que le coût moyen du raccordement. L’efficacité énergétique sera prise en compte. (Sous forme de prime ?) La prime aux intrants (spécificité biogaz) n’a pas été explicitement citée. Ce point sera à vérifier. Dégressivité du tarif de référence dans le temps Le DGEC souhaiterait préparer l’entrée sur le marché des EnR sans subventions en réduisant le montant du complément de rémunération au fur et à mesure du contrat. Le GT s’accorde sur le fait que les installations biogaz ne pourront pas entrer sur le marché au bout de 15/20 ans. L’appui de business plan démontrant que l’évolution des postes de charges et de recettes ne permet pas une telle réduction serait utile. Voir avec Sandrine Marques ce qu’il est possible de fournir. Le tarif de référence Te sera affecté d’un coefficient dégressif ‘alpha’ qui devra être déterminé par filière.

2.2.3 Plafonnement du complément de rémunération

La DGEC propose de plafonner le nombre d’heures de fonctionnement : au-delà de la durée de fonctionnement de l’installation de référence (à définir en GT filière), le complément de rémunération ne sera plus versé, le producteur devra se rémunérer uniquement via le prix de marché. Réactions de la salle : Pourquoi plafonner ? Pourquoi désinciter à produire plus d’énergie renouvelable ? DGEC : il faut éviter les cas de sur-rémunération de certaines installations. ADEME : il faut le voir au niveau agrégé : avec un mécanisme on accepte que certaines installations s’en sortent mieux que d’autres. On ne peut pas « punir » les meilleures.

Salle : en particulier pour les installations qui bénéficient d’un complément de rémunération élevé et qui ne pourront pas produire au coût de marché, même pour quelques heures de fonctionnement. Salle : les banquiers demandent une durée de fonctionnement annuelle la plus importante possible.

2.3 Autres sources revenus déduits du complément de rémunération

Les grandeurs déduites du complément de rémunération sont déjà indiquées dans l’article 23 du projet de loi sur la transition énergétique.

2.3.1 La déduction de la valorisation des garanties d’origine

La DGEC propose de déduire du complément de rémunération la valeur des garanties d’origine valorisée : nbre de MWh produits *prix de la garantie d’origine sur la période considérée. Pour l’heure, le prix de la garantie d’origine est fixé à 0€ mais il pourra être réévalué ultérieurement. Réaction de la salle : Salle : Pourquoi ajouter un terme de plus à la formule alors qu’il est aujourd’hui égal à 0 ? DGEC : parce que c’est inscrit dans le projet de loi sur la transition énergétique. Salle : pourra-t-on nous assurer que les contrats en cours ne seront pas impactés s’il est décidé une augmentation du prix de la garantie d’origine ? DGEC : ?? Salle : demande de supprimer ce terme de la formule pour rassurer les investisseurs. Il sera toujours possible de le réinjecter plus tard. EDF OA propose de supprimer les garanties d’origine pour les installations en obligation d’achat.

2.3.2 La déduction de la valorisation des certificats de capacité

Les producteurs se voient délivrer des certificats de capacité en fonction de leur capacité à sécuriser l’approvisionnement électrique. Ces certificats peuvent être valorisés économiquement. La somme ainsi perçue est déduite du montant du complément de rémunération.

2.4 Prime de gestion

Les participants au GT du Club sont favorables à la mise en place d’une prime de gestion Proposition de la DGEC sur la prime de gestion Le niveau de la prime de gestion sera fixé ex-ante et de façon forfaitaire, éventuellement dégressive au cours du temps (pour tenir compte l’expérience acquise). Les coûts de gestion considérés sont les suivants : - coûts de commercialisation de l’électricité produite, des garanties d’origine, des certificats de capacités ; - coûts des écarts pour l’électricité produite ; - coûts d’inscription aux registres des garanties d’origine et des certificats de capacité ; - éventuellement, coûts d’audit du mécanisme de capacité

Schéma synthétique du mécanisme proposé par la DGEC :

Cette formule n’est pas applicable aux installations en auto-consommation.

2.5 Le traitement de prix négatifs

Les prix négatifs sont des prix qui apparaissent sur le marché de l’électricité lorsque l’offre est largement supérieure à la demande. Ils sont une incitation pour les producteurs qui peuvent « facilement » stopper leur production d’arrêter de produire car les producteurs sont contraints de payer pour injecter leur électricité sur le réseau. Les lignes directrices de l’Union Européenne imposent que « des mesures sont mises en place pour faire en sorte que les producteurs ne soient pas incités à produire de l’électricité à des prix négatifs » Différents mécanismes ont pu être envisagés : - Allemagne: suppression du complément de rémunération au bout de 6 heures de prix négatifs - Danois: suppression du complément dès l’apparition des 1er prix négatifs - Autre option: verser le complément à ceux qui ne produisent pas pendant les périodes de prix négatifs et la supprimer à ceux qui produisent Occurrence des prix négatifs en France et en Allemagne 2012-2014 :

Les prix négatifs sont-ils prévisibles (peut-on y prévoir une maintenance ?)

Quelle durée moyenne des périodes de prix négatifs ?

Quelle fréquence ? A noter, aujourd’hui, les installations ont une capacité de stockage de biogaz qui varie entre 8 et 15 heures. Dans le dispositif envisagé par la DGEC, la prime ne serait pas versée pendant les périodes de prix négatifs. L’impact sur la rentabilité est considéré comme mineur compte-tenu des faibles périodes en jeu en France. La DGEC interroge les parties prenantes pour savoir ce qu’il faudrait mettre en place en cas de périodes de prix négatifs plus importantes. L’impact des prix négatifs sur M0 sera neutralisé. Réactions de la salle Le CLER souligne que les prix négatifs sont des épiphénomènes qui sont en phase d’être résolus. Il n’est pas nécessaire de mettre en place un mécanisme compliqué pour régler cette question. DGEC : il faut malgré tout le traiter cette question pour être en phase avec les lignes directices de l’Union Européenne. Salle : les premières heures de prix négatifs ont un impact peu important. La situation devient problématique lorsque la période se prolonge, il pourrait donc être mis en place un

seuil de sorte que le complément soit maintenu pendant les premières heures de prix négatifs.

3 Suites à ces deux réunions

Proposition de calendrier - 2 mars 2015 : envoi des slides et du compte-rendu des deux réunions au GT du Club - avant le 6 mars : le Club envoie au GT une proposition de note à destination à la DGEC - avant le 11 mars : retours des participants sur la proposition de la DGEC et la proposition du Club - 11 mars (date limite donnée par la DGEC) : envoi par le Club à la DGEC de la note consolidée avec les retours du GT - 25 mars : 2ème réunion DGEC Lors de cette réunion, la DGEC a été demandé à : - RTE de faire une présentation sur les variations sur le prix de marché de référence - EDF de faire une présentation sur les écarts de prévision sur le périmètre d’équilibre EnR - début avril : nouveau réunion du GT, avec participation d’un agrégateur

4 Premières questions identifiées à transmettre à la DGEC

Suite à la réunion, les premiers questionnements soulevés sont les suivants : 1° Questionnement sur le raccordement indirect

Le raccordement indirect d’une installation de production biogaz sera-t-il possible dans le cadre de ce mécanisme de complément de rémunération ?

Aura-t-on un seul acheteur ou bien deux acheteurs (un en gré à gré et un via un agrégateur ?)

2° Est-il prévu une prime à l’efficacité énergétique ainsi qu’une prime aux intrants dans le tarif de référence biogaz ? 3° Comment sera traité le cas des installations qui réalisent une augmentation de puissance ? 4° Le complément de rémunération est-il cumulable avec les aides ADEME ? Première réponse de la DGEC : il faut en principe a minima démontrer que le cumul des aides ne conduit pas à une rentabilité excessive des projets. Etant donné que le niveau du complément de rémunération n’est pas connu à ce stade, il ne nous est pas possible de vous indiquer si les subventions obtenues pourront être cumulées avec ce futur dispositif. 5° Comment la DGEC compte-elle prendre en compte le cas des installations qui ont une valorisation chaleur non flexible (typiquement les installations industrielles qui utilisent la chaleur dans leur process sans possibilité de la stocker), qui seront donc mécaniquement moins bien rémunérée que les installations ayant une flexibilité. Et ce, d’autant plus que la valorisation chaleur demandée pour obtenir le tarif (actuel) plein est de 70% ! Merci de nous faire part de vos questions complémentaires !

LISTE DES PARTICIPANTS à la réunion du Club Biogaz du 23 février

Nom Organisme/ Société Présents Excusés

Laurent Taupin AB2M P

Armelle Damiano AILE X

Lucie Lessard AMORCE X

Thomas Duffes AMORCE X

Carine Pessiot APCA X

Nicolas Bornet Arkolia Energies T

Sébastien Debet Armorgreen X

Julie Thinat Bionerval P

Sébastien Canton BMH Avocats P

Nicolas Hocquet BTS Biogaz X

Christophe Gilles Cap Ingelec X

Claire Ingremeau Club Biogaz ATEE P

Fannie Lavoué Club Biogaz ATEE P

Marie Verney Club Biogaz ATEE P

Eric Fievez Degremont X

Christian Lahami Depinay Lahami avocats T

Clément Lejeune Eneria T

Fabien Haas Fonroche T

Clément Madier Fonroche T

Muriel Schibler Gdf Suez X

Caroline Zemb Idex T

Antoine Jacob Idex X

Thierry Gauthier IFPEN X

François Guerin Langa T

Nathalie Longeat Méthanéo P

Benjamin Généré Méthode Carré

Elsa Dricourt Naskeo P

Thibaut Chapron OFAEnR P

Nicolas Chapelat Semaeb X

Cédric Fines Semaeb T

Julien Emmanuel Sergies X

Michel Spillemaecker Sita P

Christian Couturier Solagro X

Sébastien Couzy Terrawatt T

Sandrine Marques Verdesis P

Patrice Lejeune Xergi P

P : présent physiquement T : par téléphone