Réforme du marché de l’électricité 2024/1747 : CfD bilatéraux à partir de 2027 — couvriront-ils le biogaz et la biomasse ?

La réforme du marché de l’électricité de 2024 introduit l’obligation que, à partir de la mi-2027, le soutien direct par les prix aux nouvelles centrales éoliennes, solaires, géothermiques, hydroélectriques sans réservoir et nucléaires prenne la forme d’un contrat pour différence (CfD) bilatéral. Le biogaz et la biomasse ne figurent pas sur cette liste et ne sont donc pas soumis à cette obligation.

Ce que change le règlement 2024/1747

Le règlement (UE) 2024/1747 du 13 juin 2024 modifie les règlements 2019/942 et 2019/943 ; la directive d’accompagnement (UE) 2024/1711 modifie les directives 2018/2001 (RED) et 2019/944. Le règlement a été publié au Journal officiel de l’UE le 26 juin 2024 et est entré en vigueur le 16 juillet 2024. Il comporte plusieurs éléments relatifs aux énergies renouvelables : règles pour les contrats PPA, dispositions sur le soutien à la flexibilité non fossile et l’article 19d, essentiel, sur les CfD bilatéraux.

Le CfD bilatéral en bref

Le contrat pour différence fixe un prix d’exercice. Lorsque le prix de marché est inférieur, le producteur reçoit un complément jusqu’au prix d’exercice. Lorsqu’il est supérieur, il restitue l’excédent. Dans le modèle unilatéral (prime), le producteur conserve tout ce qui dépasse le prix d’exercice. Selon l’article 19d, les recettes excédant le prix d’exercice doivent être reversées aux clients finaux.

Ce mécanisme est connu en Irlande, où le système RESS repose sur un CfD bilatéral de 15 ans (voir le compte rendu de la décision sur le RESS). Les modèles de prime estonien et finlandais sont différents : la prime diminue avec le prix de marché et disparaît lorsque les prix sont élevés, mais le producteur ne restitue pas l’excédent (voir l’Estonie et la Finlande).

Exemple chiffré

Supposons, à titre hypothétique, un prix d’exercice de 100 €/MWh. Si le prix de marché moyen est de 60 €/MWh, le producteur reçoit un complément de 40 €/MWh et au total 100 €/MWh. Si le prix de marché est de 130 €/MWh, le producteur restitue 30 €/MWh et reste lui aussi à 100 €/MWh. Dans une prime unilatérale, dans le second cas, il gagnerait 130 €/MWh. La différence montre que le CfD stabilise le revenu, mais ôte la possibilité de profit en période d’énergie chère. Pour une installation dont les coûts de production sont proches du prix d’exercice, c’est avantageux, car cela réduit le risque, et pour des installations flexibles, qui peuvent vendre l’énergie aux heures de pointe, c’est parfois moins attrayant.

Périmètre et échéances

Selon l’article 19d, à partir du 17 juillet 2027, le soutien direct par les prix aux nouvelles installations produisant de l’énergie à partir du vent, du soleil, de la géothermie, de l’eau sans réservoir ainsi que de l’énergie nucléaire doit prendre la forme d’un CfD bilatéral ou d’un mécanisme équivalent. Pour les projets hybrides en mer, l’échéance est le 17 juillet 2029.

Les technologies de combustion, c’est-à-dire le biogaz et la biomasse, ne sont pas mentionnées. Cela signifie que les États peuvent continuer à les soutenir par une prime unilatérale, un tarif ou des certificats, sous réserve de conformité avec les lignes directrices CEEAG (voir l’article sur les lignes directrices CEEAG) et avec les exigences de la directive sur les énergies renouvelables.

Importance pour le biogaz

L’exclusion du biogaz a des conséquences pratiques. Premièrement, dans les enchères pour l’éolien et le solaire, des CfD bilatéraux seront bientôt appliqués, tandis que, dans les paniers de biogaz, les États peuvent conserver la prime ou le tarif. Deuxièmement, si un État décide d’une enchère commune où le biogaz concurrence l’éolien et le solaire, la construction finale du contrat peut couvrir aussi le biogaz, et le producteur devra alors restituer les excédents. Troisièmement, les dispositions sur la flexibilité non fossile donnent aux États une base pour soutenir les sources pilotables, ce qui peut être avantageux pour les unités de méthanisation fonctionnant en mode de pointe.

Conclusion pratique : l’investisseur dans une unité de méthanisation devrait suivre non pas tant l’article 19d lui-même que les projets nationaux de mise en œuvre de la réforme, car ce sont eux qui décideront si le biogaz entrera dans un panier avec CfD bilatéral ou conservera le modèle actuel.

Ce qui est facultatif

Le règlement introduit aussi des éléments que les États peuvent, mais ne sont pas tenus d’appliquer. Il s’agit du soutien à la flexibilité non fossile (dispositions ajoutées au règlement 2019/943) ainsi que des recommandations relatives aux modèles de contrats PPA. Les producteurs gagnent la possibilité de conclure des contrats de long terme, qui sécurisent leurs revenus en dehors du système d’enchères.

Conclusions

• L’obligation de CfD bilatéral à partir du 17 juillet 2027 concerne l’éolien, le solaire, la géothermie, l’eau sans réservoir et l’atome, et non le biogaz.
• Pour le biogaz et la biomasse, la forme du soutien relève toujours du droit national, dans le cadre des lignes directrices CEEAG.
• Les recettes excédant le prix d’exercice doivent revenir aux clients, de sorte que les producteurs sous CfD perdent le « haut » en échange de la certitude du « bas ».
• Le périmètre de l’obligation peut évoluer dans des actes ultérieurs, il convient donc de vérifier le texte en vigueur sur EUR-Lex.