La CRE a aussi publié le 26 Juin dernier un bilan sur la mise en place des compléments de rémunération et des prévisions pour les années à venir, en tenant compte de la PPE3, le projet de Programmation Pluriannuelle de l4energie, qui a fait l'objet d'un débat houleux au parlement en Juin dernier, et qui à ma connaissance n'a pas encore été soumis au vote, le gouvernement se laissant du temps.
https://www.cre.fr/documents/rapports-et-etudes/bilan-de-la-cre-sur-la-mise-en-place-du-complement-de-remuneration-en-france-et-recommandations-pour-lavenir.htmlPage 37, un graphique présente les engagements actuels, en TWh de capacité, projetés sur les années à venir, selon le type d'engagement, obligations d’achat ou compléments de rémunération. Le gouvernement essaie de transformer dans les projets récents et futurs les obligations d'achat en complément de rémunération. En effet, les producteurs sous obligation d'achat ne sont pas incités à baisser leur production lorsque les prix sont négatifs. Alors que pour ceux sous compléments de rémunération, RTE peut leur demander (en étant payés comme s'ils avaient produits). Les installations sous obligations d'achat étaient majoritaires jusqu'ici, mais vont devenir minoritaires vers 2030, mais il reste donc un gros stock (1er diagramme). On n'est pas encore rendu au maximum des engagements existants, qui vont augmenter jusqu'en 2029 environ, pour ceux existants. Pour l'instant, c'est l'éolien terrestre qui est majoritairement sous complément de rémunération. Vers 2040, ce sera l'éolien en mer et le solaire.
Mais il y a aussi les nouveaux engagement qui pourraient être pris dans le cadre de la PPE3 (en vert dans le 3eme graphique). Ceux là deviendraient majoritaires vers 2030, avec un maximum de capacité de production couvert prévu pour être de près de 250 TWh vers 2040/
Dans ces perspectives, le coût du subventionnement va dépendre du prix de gros de l'électricité sur les marchés. S'il est élevé, supérieur au prix garanti, ce qui a été le cas en particulier pour l'éolien, qui ne produit pas qu'en milieu de journée, en 2022 et 2023, cela pourrait même rapporter de l'argent.
Mais si les prix de gros sont inférieurs aux prix garantis, ce qui est le cas depuis 2024, et qui sera probablement le cas dans les années à venir, au moins en milieu de journée, si les capacités du solaire augmentent plus que la consommation, cela pourra au contraire coûter de plus en plus cher à l'état.
Comme l'explique le rapport p39 :
Le dispositif de complément de rémunération représente la grande majorité des nouveaux engagements de l’Etat : sur la période 2023-2024, l’Etat a engagé une production annuelle prévisionnelle de 39 TWh/an (sans prendre en compte de taux de chute prévisionnel), dont environ 70 % sous la forme de contrats de complément de rémunération.
Néanmoins, le stock actuel de contrats sous obligation d’achat demeure important : il représente ainsi près de 75% de la production soutenue en 2024 et, si l’on considère l’ensemble des engagements de l’Etat à fin 2024, la production soutenue via un contrat de complément de rémunération devrait dépasser celle soutenue via un contrat d’achat uniquement en 2032.
Le stock actuel d’engagements sous le régime du complément de rémunération, en volume de production, est majoritairement issu de la filière éolienne terrestre, avec 54 % du volume prévisionnel total soutenu engagé à fin 2024 sur la période 2017-2051.
En estimant les nouveaux engagements que l’Etat serait amené à prendre au cours de la période 2025-2035 dans le cadre du projet de PPE3 mis en consultation fin 2024, il apparaît que les volumes soutenus par le biais d’un complément de rémunération deviendraient très majoritaires à horizon 2040, avec plus de 80 % de la production soutenue, et représenteraient une production annuelle de l’ordre de 190 TWh, en l’absence de nouveau PPA (sous l’hypothèse d’un faible développement des installations de production via des contrats de type PPA).
Énergie