Amendement n° II-2191

Pourquoi cet amendement, selon son exposé sommaire

Les épisodes de prix spot négatifs deviennent de plus en plus fréquents sur le marché de gros de l’électricité. Ils surviennent lorsque le volume offert à prix négatif sur l’enchère spot suffit à couvrir intégralement la demande. Ces offres peuvent être émises par les exploitants de centrales thermiques, pour lesquels l’arrêt représente un coût, ou par les acheteurs, qui achètent la production des sites en obligation d’achat à un tarif fixe et qui revendent ces volumes « à tout prix » sur l’enchère spot. Dans son architecture actuelle, le mécanisme d’obligation d’achat participe ainsi à aggraver la profondeur et la fréquence de ce phénomène, qui peut engendrer des difficultés pour équilibrer le système électrique et engendre de surcroit un surcoût pour l’État s’agissant de la production sous obligation vendue au prix spot par les acheteurs obligés, compensés au titre de la contribution au service public de l’électricité (CSPE). Pour les contrats passés (« stock »), le présent amendement propose des solutions pour atténuer la fréquence et l’intensité de ces épisodes de prix négatifs en introduisant diverses mesures de flexibilité pour les énergies renouvelables (EnR). Le I permet d’expliciter le fait que la mesure aura des conséquences directes et positives sur le budget de l’État, en permettant l’arrêt des installations de production d’énergies renouvelables lorsque leur production n’est pas économique, et donc en limitant le soutien budgétaire à ces installations. Les installations concernées sont à la fois celles bénéficiant de l’obligation d’achat et celles bénéficiant d’un contrat de complément de rémunération. Les principales filières concernées seront l’éolien en mer, les grands parcs éoliens terrestres et les grands parcs photovoltaïques. Le II donne la possibilité aux acheteurs (EDF OA et les entreprises locales de distribution et les organismes agréés) des productions bénéficiant de l’obligation d’achat, afin de diminuer leurs coûts, de demander aux producteurs d’arrêter tout ou partie de leurs installations ou de limiter leur production sous réserve que les installations aient une capacité installée plus de 10 MW. En effet, les acheteurs de ces productions sont aujourd’hui amenés à vendre l’électricité « à tout prix » sur le marché spot, ce qui entraîne une double dépense pour l’État via les charges de service public de l’électricité : l’octroi du tarif au producteur d’une part, et le paiement du prix négatif sur le marché pour écouler la production d’autre part. Les producteurs qui procèderont effectivement à l’arrêt ou à la limitation de leur production recevront une compensation financière qui ne pourra pas conduire à ce que la rémunération des producteurs concernés dépasse les montants prévus sur ces mécanismes de soutien par les décisions de la Commission au titre des aides d’Etat. Dans le cas contraire, ils ne pourront toucher ni le tarif d’achat initialement prévu par leurs contrats, ni la compensation financière, sauf si la production est liée à une demande d’un gestionnaire de réseau pour équilibrer les flux sur le réseau au niveau national ou local (ex : mécanismes d’équilibrage de RTE, résolution d’une congestion réseau sur le réseau de transport ou de distribution). Les installations concernées seront précisées dans un arrêté qui fixera des critères. Ces derniers porteront notamment sur la puissance des installations et leur filière de production. Cet arrêté précisera les conditions et les modalités dans lesquelles les acheteurs peuvent effectuer cette demande. Seront notamment visées les installations éoliennes en mer sous obligation d’achat des deux premiers appels d’offres ainsi que les installations éoliennes et photovoltaïques de grande puissance. Le III permet de faciliter la participation des installations d’énergie renouvelable en obligation d’achat au mécanisme d’ajustement et aux services de flexibilité utiles pour le système électrique. La modification proposée permettrait aux installations EnR d’être plus compétitives sur le mécanisme d’ajustement en proposant un prix correspondant uniquement à leurs coûts d’ajustement (coûts variables éventuellement majorés de leurs coûts d’arrêt), ce qui permettra de réduire les coûts globaux d’ajustement du système électrique. Ainsi, dans le cas où une baisse de la production serait demandée par le gestionnaire du réseau de transport, le producteur concerné recevrait le tarif d’achat dont il aurait bénéficié s’il avait produit de la part de l’acheteur obligé et du revenu issu du mécanisme d’ajustement de la part de RTE. Cette évolution pourra entrainer une dépense supplémentaire pour le budget de l’État mais sera bénéficiaire pour la collectivité en réduisant les coûts d’équilibrage du système électrique. Le IV apporte plusieurs précisions au dispositif de prise en compte des heures de prix négatifs dans les contrats de complément de rémunération. Le 1° permet à un producteur de bénéficier de la prime prix négatifs même s’il continue de produire pendant les heures où les prix sont « légèrement » négatifs, pour optimiser l’équilibrage du système ou si les prix infra-journaliers sont positifs. Le 2° incitera les producteurs des installations d’énergie renouvelable en complément de rémunération à proposer des offres sur le mécanisme d’ajustement correspondant à leurs coûts réels d’ajustement. Dans le cas où une baisse de la production serait demandée par le gestionnaire du réseau de transport, le calcul du complément de rémunération se fera sur le volume corrigé (incluant le volume d’électricité non produite). Dans le cas où une installation est arrêtée pour cause de prix négatifs mais qu’elle est activée à la hausse dans le cadre du mécanisme d’ajustement, cette installation bénéficiera de la prime « prix négatifs ». Le 3° permet d’introduire dans les contrats la notion plus générique de « plateforme de marché organisé français de l’électricité pour livraison le lendemain », afin de garantir la continuité du recours à l’une de ces plateformes et de fiabiliser le calcul des compléments de rémunération et leur versement aux producteurs. Il est estimé que les heures de prix négatifs vont coûter 30 M€ à l’État en 2024 – et ce uniquement en comptant la part « négative » du prix de marché. L’amendement ici proposé permettra de réduire en 2025 ce coût pour l’État d’une somme estimée à 5 M€, car la mesure prendra un certain temps pour être mise en place.