RED II et soutien à l’électricité : primes de marché, enchères et protection contre les modifications rétroactives

RED II, c’est-à-dire la directive (UE) 2018/2001, ne fixe pas de tarifs pour l’électricité issue du biogaz ou de la biomasse, mais définit les règles dans lesquelles les États membres peuvent les fixer : le soutien doit reposer sur le marché, être prévisible pour l’investisseur et subordonné aux critères de durabilité. La directive est entrée en vigueur le 24 décembre 2018, et son délai de transposition expire le 30 juin 2021.

Un soutien fondé sur le marché

L’article 4 de la directive définit les principes généraux des systèmes de soutien. Le soutien doit encourager l’intégration de l’énergie renouvelable au marché, et les producteurs doivent réagir aux signaux de prix et maximiser leurs recettes de marché. C’est pourquoi, dans les nouveaux systèmes, dominent les primes s’ajoutant au prix de marché (feed-in premium) et les enchères, plus rarement les tarifs fixes. Le producteur d’énergie issue du biogaz vend l’électricité sur le marché et reçoit de l’État un complément jusqu’à un niveau déterminé, et non l’ensemble du prix.

Pour une unité de méthanisation, cela importe pour deux raisons. Premièrement, la prime récompense le fonctionnement flexible du groupe, qui peut produire de l’énergie lorsque le marché paie le plus et stocker le biogaz pendant les périodes de prix bas. Deuxièmement, lors des enchères, le biogaz est en concurrence avec des technologies aux coûts unitaires plus faibles, c’est pourquoi les pays créent souvent des paniers distincts pour le biogaz et la biomasse (c’est ce que fait la Pologne ; voir résultats des enchères de 2019).

Protection contre les modifications rétroactives

L’article 6 de la directive dispose que les États membres ne peuvent pas modifier le niveau et les conditions du soutien aux projets d’une manière qui affecte négativement les droits accordés ou remet en cause la rentabilité des projets soutenus. C’est une garantie contre la baisse brutale des tarifs que les marchés des énergies renouvelables ont connue dans certains pays au cours de la décennie passée. Les modifications du système sont admissibles, mais ne peuvent pas agir rétroactivement sur les installations qui ont déjà reçu le soutien. Pour un investisseur dans une unité de méthanisation, l’article 6 est un argument montrant que le contrat de soutien conclu lors d’une enchère ou dans une décision administrative est protégé par le droit de l’Union.

Ouverture des systèmes aux producteurs étrangers

L’article 5 prévoit que les États membres peuvent ouvrir une partie de leurs systèmes de soutien à l’électricité renouvelable aux projets situés dans d’autres États. Pour le soutien ainsi ouvert, la directive indique des parts indicatives, croissantes, de la puissance (ou du budget) nouvellement soutenue : sur 2023–2026 au moins 5 % par an, et sur 2027–2030 au moins 10 % (ou moins, si tel est le niveau des interconnexions de l’État concerné). Pour une unité de méthanisation, cela signifie la possibilité théorique de concourir aux enchères hors du pays, mais en pratique cela exige des accords entre États et concerne avant tout les technologies qui sont mobiles sur le marché.

Critères de durabilité (article 29)

L’électricité issue de combustibles de biomasse ne peut être comptabilisée dans l’objectif en matière d’énergies renouvelables et bénéficier d’un soutien que si elle satisfait aux critères de durabilité et de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Les seuils d’application des critères dans RED II sont d’au moins 2 MW de puissance thermique nominale totale pour les combustibles gazeux (biogaz) et d’au moins 20 MW pour les combustibles solides. Pour une unité de méthanisation agricole polonaise typique d’une puissance électrique de 1 MW, les critères de l’article 29 ne s’appliquent que si la puissance thermique nominale totale de l’installation atteint au moins 2 MW. Les détails sont traités dans l’article sur les critères de l’article 29.

Et ensuite

RED II a établi le cadre que les États ont transposé jusqu’à mi-2021. En pratique, ce sont toutefois le droit national et les décisions de la Commission sur les aides d’État qui déterminent les tarifs, et ils doivent s’inscrire dans le cadre de RED II.

Ce que cela donne en pratique

La directive laisse aux États le choix des instruments, de sorte que coexistent dans l’UE différentes solutions : enchères de primes, certificats, décomptes glissants et tarifs fixes pour les petites installations. Le principe commun est que plus l’installation est grande, plus le soutien doit être lié au marché et à la concurrence. Un investisseur qui planifie une unité de méthanisation devrait donc vérifier trois choses : si son installation est soumise aux exigences de sélection concurrentielle, comment la prime est calculée (à partir du prix horaire ou de la moyenne de la période) et si les critères de l’article 29 seront exigés et par qui ils sont vérifiés. Chacun de ces éléments influe à la fois sur le niveau de recette pour 1 MWh et sur les coûts de certification.

Principaux enseignements

• La directive ne garantit pas de tarif, mais exige un soutien de nature marchande.
• L’article 6 protège contre les modifications rétroactives, ce qui compte pour la bancabilité des projets.
• Les critères de durabilité sont une condition pour comptabiliser l’énergie issue du biogaz dans les objectifs nationaux.