Complément de rémunération : le guide pour tout comprendre

La transformation du paysage énergétique français s'est accélérée au cours des dernières années, en partie grâce à l'introduction de nouvelles réglementations. Le "complément de rémunération" est devenu un terme central de cette transformation, évoluant rapidement pour répondre aux besoins changeants de l'industrie de l'énergie renouvelable.

Cadre législatif et réglementaire du complément de rémunération

Historique et évolutions du complément de rémunération

L’ancien régime d’obligations d’achat
Avant l’introduction du complément de rémunération, les producteurs d’énergies renouvelables opéraient sous un régime d’obligations d’achat. Ce dispositif garantissait aux producteurs une rémunération fixe pour leur électricité produite, les protégeant ainsi des fluctuations du prix du marché. Bien que ce mécanisme ait grandement soutenu le développement des énergies renouvelables en France, il présentait également des défis. Par exemple, lorsque l’offre excédait la demande, certains producteurs pouvaient continuer à injecter leur électricité dans le réseau et recevoir leur tarif d’achat garanti, même si l’électricité n’était pas nécessairement désirée. Cela a créé des inefficacités et des coûts en plus pour le gestionnaire du réseau.

Introduction du décret n° 2016-68 et ses implications
Afin de mieux intégrer les énergies renouvelables au marché et de répondre à certains des défis du précédent dispositif, le gouvernement a introduit le décret n° 2016-68 le 27 mai 2016. Ce décret a modifié la loi sur la transition énergétique pour la croissance verte en définissant de nouvelles modalités de rémunération pour les producteurs d’énergie renouvelable.

Avec ce nouveau dispositif, certaines énergies ne bénéficieront plus d’une obligation d’achat à un tarif fixe. Au lieu de cela, elles seront vendues sur le marché de gros de l’électricité. L’objectif ? Responsabiliser les producteurs en les sensibilisant à l’équilibrage du réseau, tout en délivrant un signal prix fondé sur l’offre et la demande.

Objectifs et attentes du complément de rémunération

Faciliter l’intégration des énergies renouvelables
Le complément de rémunération a été conçu comme un mécanisme pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables au marché. Selon les « Lignes directrices de l’Union européenne concernant les aides d’Etat à la protection de l’environnement et à l’énergie »¹, ce mécanisme est imposé aux installations de production d’énergies renouvelables de plus de 500 kW. Il vise à assurer que les installations d’énergie renouvelable sont rémunérées de manière équitable tout en étant compétitives sur le marché.

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Le complément de rémunération remplace l'obligation d'achat traditionnelle pour les gros producteurs, mais n'abandonne pas le soutien aux énergies renouvelables. Au lieu de cela, il vise à les intégrer plus efficacement au marché tout en garantissant une rémunération équitable aux producteurs. Icon svg

Le complément de rémunération entend faciliter le développement des énergies renouvelables.

Encourager l’équilibre et l’efficacité du réseau électrique
Un autre objectif central du complément de rémunération est d’encourager un équilibre plus efficace du réseau électrique. En obligeant les producteurs à vendre leur électricité sur le marché, ils doivent désormais être plus réactifs aux signaux de prix et contribuer à l’équilibrage du réseau. Cela devrait, à terme, conduire à un réseau plus stable, plus efficace et mieux adapté aux défis de l’intégration des énergies renouvelables.

Mécanisme et calcul du complément de rémunération

Le complément de rémunération est un pilier central du nouveau paysage énergétique français, conçu pour encourager le développement des énergies renouvelables tout en s’assurant qu’elles sont compétitives sur le marché. Quelle est la mécanique du complément, quels sont ses ses principes fondamentaux et sur quelle formule de calcul repose-t-il ?

Principes fondamentaux du complément de rémunération

Différence entre le tarif de référence et les revenus sur le marché spot
Au cœur du complément de rémunération se trouve la différence entre un tarif de référence et les revenus moyens sur le marché spot de l’électricité. Ce tarif de référence est fixé par filière, et est conçu pour couvrir les coûts d’investissement et d’exploitation d’une installation performante. En d’autres termes, il est la somme qui est jugée nécessaire pour rendre rentable une installation d’énergie renouvelable.

Les revenus sur le marché spot représentent ce qu’un producteur d’énergie renouvelable peut réellement obtenir en vendant son électricité sur le marché spot. La différence entre ces deux montants est le complément de rémunération.

La prime de gestion et ses spécificités
En plus du complément de rémunération, les producteurs reçoivent également une « prime de gestion ». Cette prime a pour but de couvrir les coûts associés à la mise sur le marché spot de l’électricité. Cela inclut, par exemple, les coûts associés à l’utilisation d’un agrégateur pour vendre l’électricité.

Le complément de rémunération permet une rémunération équitable des producteurs d'énergie renouvelable.

Formule de calcul détaillée du complément de rémunération

Variables et paramètres influant sur le complément de rémunération
Le complément de rémunération repose sur une formule de calcul qui varie selon le type de soutien : guichet, appel d’offres, etc. Notons également que le complément de rémunération n’est pas une somme fixe ; il diffère selon plusieurs paramètres. La formule de calcul (différente selon le type spécifique de soutien considéré) tient compte la plupart du temps des éléments suivants :

  • Ei, la production nette d’électricité de l’installation sur une année calendaire ;
  • Te, le tarif de référence en €/MWh ;
  • M0i, le prix de marché de référence concernant la valorisation de l’électricité produite sur les marchés ;
  • Nbcapa, qui correspond au nombre de garanties de capacités de l’installation ;
  • Prefcapa, qui représente le prix de référence de ces garanties de capacité ;
  • Pgestion, une prime unitaire de gestion couvrant les coûts supportés par le producteur.

Complément de rémunération : exemples pratiques
Prenons un exemple fictif pour illustrer cela : supposons qu’une installation d’énergie solaire ait une production nette (Ei) de 1000 MWh pour une année donnée. Le tarif de référence (Te) pour le solaire est de 50 €/MWh. Le prix moyen sur le marché (M0i) cette année-là est de 40 €/MWh. Si la prime de gestion (Pgestion) est de 2 €/MWh, le complément de rémunération serait de (50 – 40 + 2) €/MWh soit 12 €/MWh. Pour une production de 1000 MWh, le complément total serait de 12 000 € pour cette année.

Cet exemple simplifié illustre comment le complément de rémunération est conçu pour aider les producteurs d’énergies renouvelables à rester compétitifs tout en garantissant une rémunération équitable.

🤔 Une mise en place progressive du complément de rémunération

La transition vers le complément de rémunération a été conçue pour être progressive, offrant aux producteurs le temps de s’adapter aux nouvelles dynamiques du marché tout en bénéficiant d’un soutien continu pour leurs efforts en matière d’énergies renouvelables.

Stratégies pour les producteurs face au complément de rémunération

Le paysage énergétique français est en pleine mutation, avec la transition vers le complément de rémunération pour les producteurs d’énergies renouvelables. Confrontés à ce nouveau dispositif, les producteurs ont des décisions stratégiques à prendre pour maximiser leurs bénéfices tout en garantissant une production d’électricité renouvelable efficace.

Vente indépendante sur les marchés de l’électricité

Les défis de l’équilibrage et de la prévision
L’une des options pour les producteurs d’énergie renouvelable est de vendre leur électricité sur les marchés de manière indépendante, en particulier sur EPEX Spot. Toutefois, cette option présente de gros challenges. Les producteurs doivent être responsables de l’équilibrage pour leur périmètre de production. Cela signifie que les ordres de vente sont établis à partir de prévisions de production, et s’il existe un écart entre la quantité d’électricité vendue et celle réellement produite, des pénalités peuvent s’appliquer.

Les producteurs d’énergie dite “intermittente”, comme ceux de l’énergie solaire et éolienne, doivent composer avec des prévisions à court terme. Cette situation peut faire croître le risque d’imprécisions, et donc le coût des écarts.

Coûts et risques associés
Pour vendre leur électricité sur les marchés de manière indépendante, les producteurs doivent supporter tous les coûts liés au fait de commercialiser cette énergie et de procéder à l’équilibrage. Cela nécessite souvent des agréments ainsi que des compétences et des outils spécifique, notamment pour la prévision, ce qui peut entraîner des coûts de formation et de main-d’œuvre supplémentaires pour les producteurs.

Collaboration avec les agrégateurs

Le rôle et les avantages des agrégateurs
Pour de nombreux producteurs, la solution réside dans la collaboration avec des agrégateurs. Un agrégateur est un intermédiaire qui rachète et agrège la production de plusieurs producteurs d’électricité. Dans le contexte du marché, ils agissent comme une « centrale électrique virtuelle », répartissant la production sur un vaste territoire.

Collaborer avec un agrégateur offre plusieurs avantages-clés. Premièrement, ils peuvent offrir une expertise en matière de trading, ce qui permet d’optimiser la vente de l’électricité sur les différents marchés. Deuxièmement, ils peuvent amortir les coûts de vente et d’équilibrage, grâce à l’effet de « foisonnement » statistique. Cela signifie que les coûts sont généralement plus bas que si un producteur vendait son électricité indépendamment.

Implications financières et opérationnelles pour les producteurs
Bien que travailler avec un agrégateur offre de nombreux avantages, il y a aussi des implications financières à considérer. Les agrégateurs facturent généralement une commission sur le prix de vente, ce qui peut réduire les revenus nets pour les producteurs. Cependant, étant donné les économies potentielles en termes de coûts et de risques, beaucoup considèrent que c’est un échange équitable.

Opérationnellement, travailler avec un agrégateur peut également simplifier de nombreux aspects du processus de vente pour les producteurs, leur permettant de se concentrer sur leur cœur de métier : la production d’électricité renouvelable.

Autres acteurs du marché

Les utilities et traders d’énergie
Le marché de l’agrégation de production voit la présence d’acteurs, notamment les utilities, qui maîtrisent toutes les facettes de ce métier. C’est par exemple le cas d’elmy, qui, en tant qu’énergéticien 100% intégré, est présent sur l’ensemble de la chaîne de valeur de l’électricité. De plus, les acteurs du trading d’énergie, qui ont déjà une expérience significative du marché de l’électricité, sont bien placés pour répondre aux besoins changeants des producteurs en cette ère de complément de rémunération.

⚡Que sont les utilities ?

On appelle utilities les services liés à la production, le trading, la distribution et la commercialisation de l’énergie : eau, électricité et gaz.

Emergence et rôle des pure players
Outre les utilities et les traders d’énergie traditionnels, le marché a vu également apparaître des pure players, qui se sont lancés spécifiquement sur ce segment du complément de rémunération. Ces entreprises, axées uniquement sur le marché de l’agrégation, entendaient apporter une expertise spécifique et une approche innovante. Mais aujourd’hui, très peu de ces acteurs existent encore. En effet, le mode pure player s’est révélé être un modèle économique peu viable pour les agrégateurs.

Défis et opportunités liés au complément de rémunération

L’introduction du complément de rémunération a bouleversé le paysage de l’énergie renouvelable en France. Tandis que ce mécanisme offre de nouvelles opportunités pour les acteurs du marché, il présente également des défis uniques. En adoptant une approche équilibrée, les producteurs et agrégateurs peuvent naviguer avec succès dans ce nouvel environnement.

1er défi du complément de rémunération : visibilité et prévisibilité des revenus

Incertitudes et variabilités des revenus pour les producteurs
Le complément de rémunération, bien qu’il ait pour but d’encourager la production d’électricité renouvelable, apporte une part d’incertitude. Les revenus dépendent de la différence entre un tarif de référence fixé et la moyenne des revenus sur le marché de la filière sur l’année. Ces facteurs peuvent varier, rendant les revenus moins prévisibles pour les producteurs.

L’impact sur les investissements en énergies renouvelables
La variabilité des revenus peut influencer les décisions d’investissement. Sans une claire visibilité sur les rendements futurs, certains producteurs pourraient hésiter à investir massivement dans les énergies renouvelables. Cependant, avec une bonne stratégie et une compréhension fine du marché, les risques peuvent être réduits.

2nd défi du complément de rémunération : évolution et adaptation des producteurs et agrégateurs

Les stratégies d’adaptation et d’optimisation
Face à ce nouvel environnement, les producteurs et agrégateurs doivent s’adapter. Pour certains, cela pourrait signifier une plus grande collaboration avec des agrégateurs qui peuvent aider à maximiser les revenus du complément de rémunération. D’autres pourraient chercher à optimiser leur production pour mieux correspondre à la demande du marché, maximisant ainsi leurs revenus.

Potentiel d’innovation et de diversification dans la filière
Le complément de rémunération offre également une opportunité d’innovation. Les acteurs du marché peuvent développer de nouvelles technologies ou méthodologies pour mieux prédire la demande du marché ou augmenter l’efficacité de leur production. Notons aussi qu’avec l’évolution du marché, les producteurs ont une opportunité de diversifier leurs offres,. L’occasion d’explorer de nouvelles sources d’énergie renouvelable et de nouveaux marchés.

Comparaison du complément de rémunération avec l’Allemagne

La France n’est pas le seul pays à expérimenter des changements dans le domaine des énergies renouvelables. En examinant le marché allemand, on peut tirer des leçons précieuses. Après la mise en place d’un mécanisme similaire de complément de rémunération en 2012 via l’EEG (Erneuerbare Energien Gesetz)², l’agrégation de production en Allemagne a rapidement décollé.

Bien que la France et l’Allemagne aient des marchés énergétiques distincts, les tendances et les dynamiques observées en Allemagne peuvent offrir des perspectives précieuses pour anticiper l’évolution future du marché français face au complément de rémunération. Un constat à nuancer tant ces marchés sont complexes et parfois peu prévisibles. Preuve en est le cas de l’Allemagne, qui, malgré un concurrence forte et un secteur mature, n’a pas vu pour autant ses coûts diminuer.