Contexte et objet de la consultation publique
Dans le cadre de la présente consultation publique, la CRE souhaite recueillir l’avis des acteurs de marché sur la valorisation à terme de l’électricité soutenue via les régimes de l’obligation d’achat et du complément de rémunération. Ce lien permet de répondre au premier volet de la consultation sur le terme des ventes de la part quasi certaine sous obligation d’achat, pour lequel la date limite de contribution est le 15 novembre 2024.
Les principaux enjeux poursuivis par la couverture sur les marchés à terme des volumes soutenus via les régimes d’obligation d’achat ou de complément de rémunération sont :
- au premier chef, une meilleure protection du budget de l’Etat contre la volatilité des prix de gros, et donc une meilleure prévisibilité des charges ou recettes budgétaires afférentes ;
- par ailleurs, le renforcement des marchés à terme de l’électricité sur des échéances plus longues, passant par un support à leur liquidité, est un enjeu de leur bon fonctionnement. La stratégie de valorisation de l’électricité sous obligation d’achat ou complément de rémunération fait partie des outils pouvant concourir à cet objectif.
En revanche, la stratégie de valorisation à terme de cette production soutenue, par rapport à des valorisations au prix spot, n’a pas pour objectif de maximiser le retour financier pour l’Etat, les produits vendus à terme étant, en théorie, la meilleure anticipation des prix spot futurs.
S’agissant des contrats en obligation d’achat
Dans le cadre de l’évaluation des CSPE, l’article R. 121-7 du code de l’énergie dispose, pour les charges engendrées par les contrats en obligation d’achat, que celles-ci sont égales « à la différence entre le prix d'acquisition de l'électricité payé en exécution des contrats en cause et les prix de marché de l'électricité ». Cette disposition est ensuite précisée par la CRE dans ses différentes délibérations méthodologiques relatives aux charges de service public de l’énergie en métropole continentale.
La CRE évalue les charges au titre d’une année N à trois reprises : une première prévision durant l’année N-1, une reprévision en cours d’année N et enfin une évaluation des charges constatées durant l’année N+1. Chacune de ces évaluations dépend des références de prix de gros de l’électricité retenues. Par le passé, cette référence était uniquement prise sur les prix de gros de court terme (principalement les prix J-1 dits « prix spot »), ce qui pouvait induire d’importants écarts entre les évaluations successives.
Afin de réduire l’exposition du budget de l’Etat à la volatilité des prix spot, la délibération de la CRE du 25 juin 2009[1] a instauré pour la première fois, pour les installations soutenues dans le périmètre d’EDF Obligation d’Achat (EDF OA) – soit la grande majorité des installations soutenues – la notion de part-quasi certaine (ci-après PQC). Cette part des volumes soutenus, dont le niveau est évalué annuellement par une délibération de la CRE, est compensée sur des références de prix à terme, correspondant aujourd’hui au prix résultant des appels d’offres organisés par EDF OA à cet effet.
Selon la méthodologie en vigueur, les produits mis en vente par EDF OA au titre de chaque année sont les suivants : un ruban annuel de base, un produit trimestriel (Q1) et deux produits mensuels (M11 et M12). De façon à limiter l’effet des variations des prix et selon une pratique usuelle de marché, la vente des volumes de PQC est lissée sur une période étendue, selon les modalités suivantes :
- pour le produit « ruban de base » (Calendar), les ventes ont lieu les deux années précédant l’année N (début des ventes au 1er janvier N-2) ;
- pour le produit « Q1 », les ventes ont lieu l’année précédant l’année N (début des ventes au 1er janvier N-1) ;
- pour les produits « M11 » et « M12 », les ventes ont lieu les deux mois précédant le mois considéré (début des ventes respectivement au 1er septembre N et au 1er octobre N).
La CRE a modifié à plusieurs reprises les modalités de vente, les méthodes de calcul et de compensation de ces produits à terme au travers de ses délibérations méthodologiques et de ses délibérations annuelles fixant les niveaux de puissance quasi certaine[2]. La délibération méthodologique du 25 janvier 2024[3] définit l’ensemble de la méthodologie en vigueur.
Le premier volet de la présente consultation publique porte sur le terme des ventes de la part quasi certaine sous obligation d’achat au sein du périmètre d’EDF OA. Un allongement de la période de vente du produit ruban de base (actuellement vendu sur deux ans avant l’année de livraison) pourrait permettre :
- de réduire la volatilité des prix de valorisation de l’électricité soutenue en obligation d’achat en lissant les ventes sur une plus longue période et également d’améliorer la qualité de prévision des CSPE, un allongement de la maturité des ventes à terme permettant de connaître pour une plus grande partie des volumes le prix de référence dès les premières étapes de prévision ;
- de renforcer la liquidité du marché à un horizon postérieur à deux ans, notamment dans le contexte de la fin du dispositif ARENH.
L’enjeu pour le bon fonctionnement du marché étant significatif, la CRE souhaite consulter les acteurs sur la pertinence et les modalités d’un tel allongement de maturité. Dans un premier temps, un horizon de vente sur trois ans serait considéré dès 2025, pour livraison en 2028. Des maturités plus longues pourraient être envisagées par la suite selon l’intérêt des acteurs de marché.
A l’issue de la présente consultation publique, la CRE prévoit de mettre à jour dans les prochains mois sa délibération méthodologique pour application à partir de 2025.
S’agissant des contrats en complément de rémunération
Le second volet de la consultation relève de la couverture à terme des volumes soutenus en complément de rémunération. A la différence du soutien en obligation d’achat décrit précédemment, et conformément à l’article R. 121-27 du code de l’énergie, les CSPE sont compensées selon un prix de référence qui correspond au prix de marché référence des contrats de complément de rémunération, soit le prix spot dans la très large majorité des cas.
Du fait de ce cadre réglementaire, le montant des CSPE engendrées par les contrats de complément de rémunération dépend quasi intégralement du niveau des prix spot.
Le régime du complément de rémunération est depuis plusieurs années le régime de soutien privilégié pour les nouvelles installations de production d’électricité (hors petites installations). Le périmètre des installations soutenues en complément de rémunération, qui représente actuellement 23 % des volumes d’électricité soutenus à la maille de l’ensemble des cocontractants, va donc connaitre une forte croissance (proportion de 32 % prévue au titre de 2025). Il en résulte que le budget de l’Etat sera exposé aux prix spot de l’électricité pour des montants croissants.
Dans ce contexte, la CRE souhaite engager une réflexion sur la possibilité d’instaurer une couverture à terme des CSPE relatives aux contrats en complément de rémunération. L’effet sur le fonctionnement du marché pouvant être significatif, la CRE consulte les acteurs sur la pertinence et les modalités d’une telle couverture à terme.
S’agissant d’une stratégie de couverture à terme du budget de l’Etat, une éventuelle décision en ce sens devra être validée par voie règlementaire, dans l’optique d’une mise en place au plus tôt en 2026.
[1] Délibération de la CRE du 25 juin 2009 relative à l’évolution des principes de calcul du coût évité par l’électricité produite sous obligation d’achat en métropole continentale.
[2] Dernière délibération en date : délibération de la CRE du 14 décembre 2023 portant décision relative aux valeurs de la puissance équivalente quasi certaine nécessaires pour le calcul du coût évité par l’électricité produite sous obligation d’achat en métropole continentale.
[3] Délibération de la CRE du 25 janvier 2024 portant décision sur la méthodologie d’évaluation des charges de service public de l’énergie en métropole continentale.
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