Catégorie : Actualités

La Commission Européenne a récemment détaillé le cadre juridique afférent à l’hydrogène vert, qui est toujours en négociation. Elle précise les critères selon lesquels un producteur d’hydrogène peut valoriser son carburant en tant qu’énergie d’origine renouvelable. Et ces critères peuvent entraîner des conséquences sur le marché des Garanties d’Origine à long terme.

L’hydrogène fait depuis toujours débat sur sa capacité à décarboner le mix énergétique mondial. En tant que vecteur énergétique, il est nécessairement généré à partir d’une source d’énergie primaire. À l’heure actuelle, la majeure partie de la production d’hydrogène est issue de l’énergie fossile. Mais de plus en plus d’acteurs économiques et politiques souhaitent augmenter la production d’hydrogène vert, issue de sources renouvelables. Alors, dans quel cas pourra-t-on considérer que l’hydrogène est vert ?

Cas général : le producteur d’hydrogène est directement relié au producteur renouvelable

Pour revendiquer une production d’hydrogène vert, l’installation doit être directement reliée à un producteur d’électricité d’origine renouvelable en respectant les trois critères suivants :

• L’installation d’électricité d’origine renouvelable et l’installation d’hydrogène sont connectées en ligne directe OU la production d’énergie renouvelable et d’hydrogène sont issues d’une même installation.
• L’installation d’électricité d’origine renouvelable doit avoir été mise en service au plus tôt 3 ans avant l’installation d’hydrogène, pour des raisons de délais administratifs.
• Si l’installation d’électricité d’origine renouvelable est connectée au réseau électrique, un système de comptage intelligent doit mesurer le flux d’électricité entre la centrale électrique et l’installation hydrogène. Par exemple, la centrale ne produit pas suffisamment d’électricité pour l’installation hydrogène, mais cette dernière soutire toujours de l’électricité. Cela signifie que l’électricité provient du réseau. Elle n’est donc pas considérée comme renouvelable.

Cas spécifiques : réseau décarboné, PPA et « autoconsommation »

Si le producteur d’hydrogène n’est pas directement relié au producteur renouvelable, d’autres alternatives sont possibles :

• L’installation d’hydrogène est située dans une zone géographique[1] où la production d’énergie renouvelable a dépassé 90% lors de l’année précédente.
• L’installation d’hydrogène est située dans une zone géographique où l’intensité carbone de la production d’électricité ne dépasse pas le seuil de 18gCOeq/MJ (=64,8gCOeq/kWh)[2]. Toutefois, dans ce cas précis, le producteur d’hydrogène devra respecter trois critères cumulatifs :
  • La conclusion d’un PPA avec un producteur d’électricité d’origine renouvelable
  • Les installations d’EnR et d’hydrogène sont situées dans la même zone géographique ou au moins dans des zones interconnectées.
  • Respecter un équilibre au pas de temps mensuel entre la quantité de production d’EnR et d’hydrogène. A partir de 2030, le pas de temps sera horaire.
• Le producteur d’hydrogène produit lui-même une quantité d’électricité renouvelable au moins équivalente à sa production (équivalent à l’autoconsommation).
• Un PPA doit être conclu avec une centrale n’ayant pas reçu de soutien sous forme d’aide au fonctionnement ou à l’investissement, tout en respectant les conditions géographiques et de temporalité.

Quel changement pour le marché des Garanties d’Origine ?

A première vue, nous pourrions penser que cette nouvelle règlementation ne devrait pas trop chambouler le marché des Garanties d’Origine. De fait, chaque PPA associe des GOs issues du producteur d’électricité renouvelable concerné.

Pourtant, à partir de 2030, les PPA devront être couverts au pas de temps horaire. Cela signifie qu’il faudra créer des Garanties d’Origine au pas de temps horaire pour tracer cette couverture. Cette nouveauté sera-t-elle implémentée à l’ensemble du marché des GO ou restera-t-elle une exception à l’hydrogène ?

Cela pourrait être considéré comme une avancée car ce système permettrait une traçabilité plus proche de la réalité physique. Cette approche est cependant douteuse au regard de la conception actuelle du marché de l’électricité en Europe. Celui-ci est structuré autour de la notion de responsabilité d’équilibre, en attribuant un prix spécifique pour chaque demi-heure sur chaque périmètre d’équilibre. Il permet donc déjà aux acteurs économiques (producteurs et consommateurs) de contribuer au financement de l’équilibrage du réseau électrique.

Le marché des GO, s’il passe au pas horaire, va donc faire doublon avec le marché de l’électricité dans sa vocation. En conséquence, la valeur additionnelle que la GO apporte à l’électricité de source renouvelable risque d’être réduite à néant.

La perte de valeur du marché des Garanties d’Origine

La démarche de tracer sa consommation d’électricité vers des sources d’énergies renouvelables est volontaire. Elle est essentiellement motivée par l’envie de réduire son empreinte carbone. Si le système des GO passe au pas horaire, les heures pendant lesquelles les énergies renouvelables approvisionnent abondamment le réseau seront presque gratuites. A l’opposé, les heures durant lesquelles ces énergies manquent engendreront une forte volatilité et des prix très élevés. Or, quel est l’intérêt de payer un prix astronomique pour réduire l’empreinte carbone d’une seule heure si toutes les autres sont presque gratuites ? Le consommateur se satisfera d’avoir réduit son empreinte carbone de 85% pour une modique somme. Le producteur n’aura lui qu’une très faible rémunération additionnelle au marché de l’électricité.

La Garantie d’origine soutien la transition énergétique

De plus, la Garantie d’Origine permet de revendiquer qu’une quantité équivalente à la consommation a été produite et injectée sur le réseau. Elle est aussi un soutien à la transition énergétique grâce au complément de rémunération donné au producteur. Si tous les consommateurs souhaitent couvrir leur consommation par des GO, le volume disponible n’est pas suffisant et le prix de la GO augmente. Ils participeraient alors à rendre les énergies renouvelables plus compétitives et incitent à l’investissement. Il n’y a pas besoin d’un pas de temps horaire pour répondre à cela. Le producteur est valorisé par le marché de l’électricité pour produire au bon moment, et par le marché des GO pour produire d’une manière plus respectueuse de l’environnement.

L’utilisation de Garanties d’Origine au pas horaire pour la production d’hydrogène à partir de 2030 ouvrira-t-elle la porte à une généralisation pour tous ? Cela pourrait être un frein au soutien des consommateurs à la transition énergétique. De plus, le marché des Garanties d’Origine se porte actuellement pour le mieux ! Attendons de voir si le Parlement Européen ou le conseil des ministres a quelque chose à redire sur ce texte.

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[1] Aucune précision n’a encore été donnée sur les délimitations des zones géographiques.

[2] L’intensité carbone du mix résiduel français était de 48,57gCO2/kWh en 2021.

Le marché des Garanties d’Origine a connu une année 2022 extraordinaire. Entre la sécheresse estivale et la poursuite de la hausse de la demande, le prix unitaire a atteint des valeurs jamais espérées. Il a fallu quelques années aux Garanties d’Origine pour s’installer comme l’outil incontournable pour consommer de l’électricité de source renouvelable. Aujourd’hui, les efforts réalisés par les consommateurs d’électricité pour soutenir la transition énergétique du réseau électrique passent principalement par l’utilisation de Garanties d’Origine.

La demande en hausse chaque année

En 2020, malgré la crise du Covid qui avait ralenti l’activité économique et donc la consommation énergétique, la demande en GO n’avait pas faibli car de plus en plus d’entreprises se tournaient vers la consommation d’électricité renouvelable (graphique 1). Depuis la reprise des activités, la tendance continue. En parallèle, la sécheresse estivale de l’année 2022 a drastiquement réduit la production d’électricité des barrages hydrauliques (-75 TWh par rapport à 2021[1]). Ce déficit a cependant été compensé par les nouvelles productions d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques[2].

Graphique 1 : Évolution de l’activité dans le périmètre AIB[3] (TWh)

L’Allemagne en tête des charts

La demande allemande de GO est largement supérieure aux autres pays européens. Elle est même plus de deux fois supérieure à celle de la France. Les annulations de GO dans le pays ont augmenté de 22,5 TWh entre 2021 et 2022 (graphique 3).

A noter que le chiffre des émissions en Allemagne est faible (graphique 2) car une large partie des GO allemandes n’est pas émise ou est issue d’une production subventionnée dont l’émission de GO est interdite.

Cette particularité fait de l’Allemagne le plus gros importateur de GO (émissions-annulations).

Graphique 2 : Activité par pays en 2022 dans le périmètre AIB (TWh)

Le graphique ci-dessus démontre par ailleurs l’impact de la traçabilité intégrale (full disclosure) sur la demande. Les trois pays le pratiquant (Autriche, Suisse et Pays-Bas) sont net importateurs de GO. Les pays nordiques, avec la Norvège en tête, sont quant à eux les principaux exportateurs de GO en Europe, devant la France et l’Italie.

Graphique 3 : Différence annulations entre chaque année dans le périmètre AIB (TWh)

Les consommateurs français, italiens et portugais poursuivent leur transition (graphique 3). Les augmentations des demandes espagnoles et suédoises sont à relativiser. Elles relèvent en effet de modifications de mode de calcul (Espagne) ou de phénomène de rattrapage après des années de baisse de volume d’utilisation de GO (Suède).

L’explosion des prix en 2022

La belle hausse de la demande des entreprises et des particuliers pour l’électricité d’origine renouvelable, combinée à une stagnation de la production d’EnR a eu pour effet une explosion des prix (graphique 4).

Les revenus engrangés par le marché des GO ne peuvent plus être considérés comme marginaux. Certains Etats, et notamment la France, ont même saisi l’opportunité de bénéficier de leur valeur en mettant aux enchères une partie des GO nationales. Par exemple, la France a vendu 100% de ses GO aux enchères et récolté 200 millions d’euros sur la production de 2022 grâce à une demande volontaire.

Graphique 4 : Evolution des indications de prix sur le marché de gros en 2022 (€/MWh)

Les facteurs déterminants de la demande pour 2023

La demande a toujours augmenté d’une année à l’autre à l’échelle de la zone AIB. Celle-ci devrait logiquement poursuivre sa hausse en 2023. Des prix élevés vont-ils freiner les entreprises qui subissent déjà la crise énergétique et l’inflation ? Pour le moment nous constatons que celles-ci poursuivent leurs engagements, notamment les membres du RE100. Nous pouvons néanmoins observer qu’il est possible pour certaines entreprises de jouer sur la flexibilité de leur trajectoire vers une couverture à 100% par des GO.

Certaines décisions politiques et réglementaires ont un effet immédiat sur l’équilibre offre/demande de l’année 2023 ainsi que pour la suite. Cette année il sera possible en France d’émettre des GO nucléaires. Le décret est attendu pour l’été 2023. Autre changement, le Royaume-Uni, traditionnel gros importateur de GO, quitte le marché au 1^er avril 2023 à la suite de sa sortie de l’Union européenne. Enfin et surtout, le le GHG Protocol met en doute la reconnaissance des GO comme moyen de réduction de l’empreinte carbone dans sa méthodologie. Et cela sera certainement un frein à la demande émanant des entreprises. Cette erreur de communication de la part du GHG Protocol a pour effet de ralentir la trajectoire d’entreprises vers l’atteinte d’une consommation électrique 100% décarbonée. En effet, la réduction de l’empreinte carbone est le principal moteur de la demande volontaire pour des GO.

Les facteurs déterminants de l’offre pour 2023

L’année 2022 a-t-elle été en déficit de GO ? Il semble que la consommation électrique de 2022 a été couverte. Le volume de 2022 restant peut aussi satisfaire des besoins relatifs à la consommation 2023 dans certains pays d’Europe. Il y a donc eu un excédent en 2022 malgré la sécheresse.

Concernant la production 2023, la nouvelle sécheresse de février n’est pas de bon augure pour la production hydraulique. Néanmoins, nous observons un retour à la normal des conditions climatiques au cours du mois de mars. De plus, la puissance installée éolienne et photovoltaïque est toujours en hausse. Cela devrait permettre une production croissante de GO en 2023, si les conditions météorologiques s’y prêtent.

Au cours de l’année 2022 le monde économique a clairement exprimé son adhésion au système des Garanties d’Origine ainsi que son envie de contribuer à l’effort financier nécessaire à la transition énergétique du réseau électrique. L’année 2023 est une année charnière où le scénario d’un prix de la GO avoisinant 10€/MWh est aussi crédible qu’un retour du prix vers le coût marginal de l’émission d’une GO. La demande semble en croissance mais le potentiel d’émission de GO pourrait s’avérer suffisant pour la satisfaire. Pour espérer maintenir un marché dynamique, il est nécessaire que la demande volontaire des consommateurs soit soutenue par des réglementations et standards internationaux élégantes et incitatives. Les regards sont tournés vers le GHG Protocol.

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[1] Source : Ember retraitée par Origo (périmètre AIB)

[2] Légère baisse de 1% de la production EnR entre 2021 et 2022 dans la zone AIB (source : Ember retraitée par Origo)

[3] L’AIB est l’ensemble des teneurs de registre européens de Garanties d’Origine. L’activité liée au Royaume-Uni, et de certains pays de l’UE, ne sont donc pas inclus dans les chiffres.

Comme chaque année, l’initiative RE100 rapporte l’avancée des multinationales dans la démarche de consommation d’électricité renouvelable. RE100 rassemble les grandes entreprises engagées vers une consommation électrique 100% renouvelable, en toute transparence et selon des critères stricts. Et il est peu de dire que cette initiative est un succès !

Dans son dernier rapport annuel, l’organisation souligne la crise énergétique vécu par les acteurs économiques à travers le monde, causée notamment par la guerre en Ukraine. Elle identifie cela comme une opportunité d’accélération dans la transition vers les énergies renouvelables. Les nouvelles politiques énergétiques de nombreux pays l’attestent et les entreprises ont leur rôle à jouer pour pérenniser cette tendance.

Un engagement toujours aussi important

Le rapport, qui analyse les chiffres 2021 déclarés en 2022, affiche une consommation d’électricité renouvelable des entreprises en hausse. Sur les 355 membres (+6 par rapport à 2020), 334 ont déclaré une consommation globale de 184 TWh d’électricité renouvelable sur les 376 TWh de consommation totale. C’est 32 TWh de plus que l’année précédente et cela correspond à un taux de 49% de consommation renouvelable (45% en 2020). Les entreprises poursuivent donc leur engagement vers le 100% renouvelable.

Evolution de RE100 depuis 2016

Le continent asiatique de plus en plus représenté

Historiquement, l’initiative RE100 rassemblait en très grande majorité des entreprises dont le siège social est soit en Amérique du Nord soit en Europe. Mais les entreprises asiatiques et notamment japonaises (66 membres), rejoignent rapidement le mouvement. Depuis 2018, 58% des nouveaux membres viennent de la région Asie-Pacifique. En 2021, elles étaient même les plus représentées, devant les entreprises européennes et nord-américaines. Malheureusement, aucune multinationale d’Amérique Latine, d’Afrique, ou même du Moyen-Orient n’ont fait rejoint RE100 à ce jour.

Nombre de membres par région

En termes d’engagement, les activités européennes sont très proches ou ont atteint l’objectif de 100% de consommation d’électrique d’origine renouvelable. En Amérique du Nord, la part du renouvelable dans la couverture électrique des activités est d’environ 50%. Alors que les activités asiatiques n’atteignent pas les 25% de consommation électrique renouvelable. Ces chiffres reflètent bien les niveaux de prix rencontrés dans ces régions actuellement : entre 6 et 8€/MWh en Europe, entre 2 et 4€/MWh aux USA et maximum 1,5€/MWh en Chine. La demande est donc un facteur clef du financement de la transition énergétique.

Taux de consommation d’électricité verte par zones d’activités

Les nouveaux critères RE100 peuvent-ils freiner l’engouement ?

L’année 2022 du RE100 a été particulièrement marquée par le changement des critères d’approvisionnement en électricité d’origine renouvelable. Pour rappel, voici ces nouveaux critères :

• Une consommation tracée par des installations d’énergies renouvelable de maximum 15 ans d’âge.
• Une nouvelle définition du marché unique Européen pour sourcer son énergie. L’origine géographique de la production doit respecter l’intégralité des critères suivants :
  • Faire partie du marché intérieur européen (UE + Norvège, Islande, et Liechstentein)
  • Être membre de l’AIB (association des registres nationaux des GO)
  • Avoir une interconnexion électrique avec un pays respectant les deux précédentes règles

La règle des 15 ans d’âge des installations de production limite l’approvisionnement des entreprises pour leur consommation d’énergies renouvelables. Ces dernières peuvent donc rencontrer une hausse du prix de l’Energy Attribute Certificates dans certaines régions, et risquent de repousser leur engagement. Le rapport informe d’ailleurs que 14 membres ont déjà repoussé leur date limite pour atteindre l’objectif du 100% renouvelable, à 12 ans en moyenne. Aussi, l’arrivée des nouveaux membres, qui ont ciblé en moyenne 2036 comme objectif, repousse encore la durée moyenne pour parvenir à une couverture renouvelable totale. Ces nouvelles règles ou l’explosion du prix des GO en sont-elles pour quelque chose ?

Les multinationales poursuivent leur engagement dans la démarche de consommation d’électricité 100% renouvelable, malgré les différentes crises. L’arrivée en nombre des entreprises asiatiques permet à l’initiative de grossir, et donc d’envoyer un message positif aux différents marchés. Les nouvelles réglementations, synonymes de barrières supplémentaires à franchir pour les consommateurs, ne doivent pas freiner leur enthousiasme. D’autant plus si le GHG Protocol s’aligne sur les nouvelles recommandations. 

Voilà maintenant 9 ans que les International Renewable Energy Certificates (IRECs) ont fait leur apparition. Après plusieurs années de développement relativement lent, le marché des IRECs a explosé au cours de l’année 2021. Et les derniers chiffres de l’année 2022 confirment l’engagement des entreprises pour une consommation d’électricité renouvelable à l’international.

Tout comme les Garanties d’Origine en Europe, les IRECs sont des Energy Attribute Certificates (EAC), terme rassemblant les systèmes de traçabilité de l’électricité à travers le monde. Ils sont disponibles en Amérique Latine, en Afrique, en Asie et en Océanie. Jusqu’à maintenant, ces certificats n’étaient pas très demandés ; les entreprises préférant concentrer leurs efforts en Occident. Mais les deux dernières années montrent un réel intérêt des entreprises pour ces produits.

Carte des Energy Attribute Certificates

Une croissance exponentielle des transactions

Chaque année, le nombre d’émissions et d’annulations d’IRECs double. Les annulations, qui étaient à peine de 25 TWh en 2020, ont pratiquement atteint la barre des 100 TWh en 2022. Le plus enthousiasmant est le volume d’émissions pour cette année, presque 200 TWh. Puisque les acteurs du marché ont tendance à annuler les EAC au début du trimestre de l’année n+1, nous pouvons espérer une forte hausse des annulations en 2023.

Emissions/annulations d’IRECs chaque année (TWh)

La Chine : paradoxale locomotive

Plus forte économie des pays représentés dans le marché, la Chine est logiquement le pays avec le plus de demande. Les grosses industries installées dans le pays s’engagent de plus en plus vers une consommation électrique 100% renouvelable. Depuis l’apparition des IRECs, la Chine représente 35% des annulations effectuées. Le Brésil ne démérite pas avec une part de 17%, suivi d’un peloton dirigé par la Turquie puis dispersée en Amérique Latine et en Asie du Sud Est. L’Afrique est encore peu représentée dans le marché avec à peine 1% des annulations effectuées en 2022.

Part des annulations pour chaque pays depuis 2014

La belle place de la Chine est toutefois trompeuse sur le réel engagement des consommateurs Chinois. Les annulations d’IRECs du pays (60 TWh depuis 2014) ne correspondent qu’à un très faible pourcentage de sa consommation électrique totale (7 425 TWh en 2020)[1]. Sachant que sa production d’électricité renouvelable était de 2 225 TWh en 2020[2], l’offre est illimitée.

Des participants toujours plus nombreux

Une autre bonne nouvelle dans l’évolution du marché des IRECs est son ouverture à de nouveaux pays chaque année. Les derniers en date sont le Laos et la Zambie. C’est une très bonne chose pour les consommateurs qui n’avaient pas à disposition de solution de consommation d’électricité renouvelable.

Nombre de pays émetteurs d’IRECs

De nombreux pays africains ont rejoint le système de traçabilité dernièrement, mais les transactions se font encore rares. Seuls l’Egypte, le Nigeria, l’Ouganda et l’Afrique du Sud arrivent à vendre chaque année des IRECs, alors que le Maroc sort doucement du marché pour des raisons administratives.

Par ailleurs, de plus en plus de producteurs à travers le monde enregistrent leurs installations sur le registre des IRECs pour valoriser leur production renouvelable. C’est aussi une réponse positive à une demande croissante. Plus de 500 nouvelles installations ont été enregistrées en 2022 (+20%) pour atteindre la barre des 3000.

Tous les indicateurs sont au vert pour le marché des IRECs, qui arrive à maturité. Le potentiel est immense et chaque pays, producteur et consommateur est garant du maintient de la bonne dynamique. A terme, la mise à disposition des IRECs dans tous les pays permettra aux entreprises d’atteindre l’objectif d’une consommation électrique 100% renouvelable. Et la transition énergétique à l’échelle globale pourra avoir lieu !

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[1] D’après les chiffres de l’Agence Internationale de l’Energy (AIE)

[2] Toujours d’après l’AIE

2022 a été particulièrement intense, aussi bien pour le marché de l’électricité d’origine renouvelable que pour Origo ! Retour sur les faits marquants qui ont rythmé l’année.

L’engouement pour l’électricité d’origine renouvelable continue

La première information à retenir, c’est l’engagement toujours plus important des entreprises pour l’utilisation d’une électricité respectueuse de l’environnement. Origo a accompagné 63 entreprises dans leur démarche en 2022. Bienvenue aux 7 nouveaux initiés !

Grâce à l’engagement des entreprises de couvrir 100% de leur consommation électrique à travers le monde, le marché des EAC s’est étendu dans de nouveaux pays. Les clients d’Origo ont ainsi utilisé des EAC provenant de 45 pays différents, soit 6 de plus qu’en 2021. Nous avons aussi participé cette année au premier événement international de l’I-REC Standard à Bangkok… Preuve que le marché des EAC est bel et bien lancé hors des frontières européennes.

Enfin, qui dit consommation d’électricité renouvelable dit aussi consommation de gaz renouvelable. C’est dans cette optique qu’Origo a lancé cette année son offre de fourniture de GO biogaz ! Plusieurs entreprises ont déjà rejoint l’aventure.

Coup d’oeil sur le marché de l’électricité d’origine renouvelable

Cap sur le marché européen des Garanties d’Origine : l’augmentation progressive de la demande et la sécheresse survenue cet été en Europe ont créé une tension sur le marché des GO à partir de la deuxième partie de l’année. Les émissions de GO sont restées stables entre 2021 et 2022 sur la période janvier-septembre (+1%), alors que les annulations ont augmenté de 10%[1]. Les prix ont alors grimpé pour atteindre momentanément la barre des 10€/MWh. Conséquence positive, l’Etat français a encaissé un chiffre d’affaires de 125 millions d’euros, soit plus de 7 fois fois le CA de 2021[2]. Une belle somme pour le financement de la transition énergétique.

Côté réglementation…

D’un point de vue réglementaire et bonnes pratiques, de nombreux changements sont en cours. Le premier est celui des critères techniques de l’initiative RE100. Dorénavant, les entreprises devront s’approvisionner via des centrales de production de 15 ans d’âge maximum. De plus, seules les GO des pays membres de l’AIB ET interconnectés au réseau européen (exit l’Islande par exemple) seront acceptées si un consommateur ne choisit pas d’utiliser des GO nationales.

De son côté, le GHG Protocol s’interroge d’un possible changement des méthodologies de calcul des émissions carbone du scope 2 (émissions de GES issues de la consommation d’électricité). Une consultation est actuellement en ligne. Ce sera peut-être la fin de la possibilité de se cacher derrière la méthode dite de « location base » pour se justifier d’un bilan carbone limité. Cette méthode pourrait être supprimée pour les zones bénéficiant d’un système de traçabilité comme c’est le cas en Europe.

Qu’en est-il de la France ?

Durant l’année, le Parlement français a voté la mise en place d’une traçabilité intégrale (full disclosure) au niveau de la production d’électricité. Celle-ci doit être intégrée dans le prochain décret d’application de la directive européenne. Ce décret ouvrira la possibilité aux producteurs subventionnés de racheter leurs GO à terme. Ce volet permettra de développer des offres de PPA et mettra fin au double comptage du MWh autoconsommé. Enfin, la loi exige plus de transparence de la part des fournisseurs d’électricité qui devront communiquer explicitement l’origine technologique et géographique de l’électricité vendue.

Toutes ces modifications de texte ont donné du grain à moudre à QuiEstVert qui n’a pas manqué de réagir à l’actualité tout au long de l’année. Nous vous recommandons de découvrir leurs différents contenus auxquels nous nous associons. Leur dernier baromètre de la consommation d’électricité verte en France est notamment sorti en novembre dernier. 

Nous espérons que votre année 2022 fut tout aussi enthousiasmante que la nôtre et nous vous remercions pour votre fidélité dans vos lectures !

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[1] D’après les chiffres de l’AIB.

[2] D’après les chiffres de EEX.

Voilà maintenant 5 mois que les prix du marché des Garanties d’Origine est en hausse. Entre le 1er juillet et la fin novembre 2022, le prix unitaire d’une GO en Europe a quadruplé pour dépasser les 10€/MWh. Cette hausse s’accélère ces dernières semaines, d’environ 1€/MWh par semaine, ce qui s’apparente à un spike. Les acteurs du marché doivent s’adapter. Une question peut donc se poser : jusqu’à quand cela va durer ?

Concernant les GO liées à la production d’électricité de 2022, les acheteurs sont contraints d’attendre l’occurrence d’enchères étatiques, en France, en Italie ou encore au Portugal pour tenter d’obtenir les volumes désirés. Le marché de gré-à-gré offre quant à lui peut de liquidité.

Quelles perspectives pour les Garanties d’Origine en 2023 ?

Alors que l’année 2022 touche à sa fin, les acteurs tentent d’anticiper la trajectoire que prendra 2023. Et le moins que l’on puisse dire, c’est qu’une situation au moins équivalente est envisagée. Pour la première fois, une situation de contango est suivie d’un backwardation. C’est-à-dire que les prix de 2023 sont supérieurs à ceux de 2022 (contango) mais que les années suivantes sont moins chères que 2022 et 2023 (backwardation). La synthèse des prix du marché de gros ci-dessous ne l’illustre pas encore mais des transactions pour 2023 sont faites au-delà des prix de 2022.

Évolution du prix des Garanties d’Origine

Les acteurs du marché anticipent donc une tension qui se poursuit après l’année 2022, marquée par une forte sècheresse dans le sud de l’Europe. La question d’un « retour à la normale » concernant la production d’hydraulique reste en doute. La production des trois derniers mois (août, septembre, octobre) est inférieure de 10% à l’année précédente.[2]

Au-delà de cela, la tension vient d’une demande structurellement en hausse. Le marché pourrait donc rester short de manière durable. En effet, la production d’électricité renouvelable ne représente que 40% de la consommation européenne. Si la demande pour cette électricité dépasse cette part, le marché doit envisager l’investissement dans de nouveaux moyens de production. Néanmoins, un doute persiste sur la possibilité d’un marché tendu au-delà de 2024. Il en résulte des prix relativement attractifs sur les années 2024 et 2025.

Quelle stratégie d’achat pour les utilisateurs ?

Les prix spots (production de l’année en cours) peuvent continuer d’augmenter ou se stabiliser à un niveau élevé. Cela risque d’engendrer progressivement un alignement des prix forward autour de 10€/MWh. 2023 est déjà aligné, 2024 et 2025 pourraient le faire également. Si les prix spot baissent, la situation de contango reprendra probablement sa place habituelle et les prix forward redeviendront supérieurs aux prix spots, mais à quelle hauteur ? L’attente d’une baisse des prix spot pour se couvrir à terme peut donc être risquée.

La tendance pour l’année 2023 reste donc à la hausse. Les producteurs et fournisseurs de GO estiment que la production hydraulique ne reviendra pas à la normale de sitôt, alors que la demande continue de croître. Une stratégie d’achat à long terme peut-être une solution pour les consommateurs afin de limiter l’envolée budgétaire de la démarche.

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[1] Ces prix représentent la moyenne entre les prix demandés par les producteurs et les prix proposés par les revendeurs, sur le marché de gros européen. Ils ne représentent pas exactement la réalité du marché de détails, qui dépend de nombreux autres facteurs.

[2] https://ember-climate.org/countries-and-regions/regions/europe/

Cette année 2022 est sans aucun doute une année charnière pour le marché des Garanties d’Origine en Europe. Le prix des GO atteint enfin des valeurs significatives. Ainsi, les consommateurs augmentent la rentabilité d’une production d’électricité renouvelable. Et l’Europe s’assure une plus grande indépendance énergétique tout en répondant efficacement à la crise climatique.

Marché des Garanties d’Origine : une question de tensions entre l’offre et la demande

La sécheresse de cet été a bel et bien eu une incidence sur le volume de Garanties d’Origine émises sur le marché. Entre janvier et août 2022, le volume de GO émises est légèrement inférieur à celui de 2021 (-0.7%) alors que les émissions sont habituellement à la hausse (+15% entre 2020 et 2021). A l’inverse, le nombre de GO annulées (toutes périodes de production confondues) en 2022 est nettement supérieur à celui de 2021 sur la même période (+12%) [1]. La demande est donc en nette hausse tandis que l’offre est en baisse, insufflant une crainte de tensions entre l’offre et la demande sur certains produits. Un manque de liquidité est parfois même bien présent.

Un prix unitaire historique

Cette situation a évidemment un impact sur les stratégies d’achat et de vente des acteurs du marché, et donc sur le prix unitaire de la GO. Les producteurs conservent le plus longtemps possible leur stock de GO en raison notamment du risque d’une production trop faible pour couvrir leurs engagements. Avec la hausse des prix, le volume de transactions baisse. Une première raison est l’atteinte plus rapide des limites de crédits que les entreprises s’octroient sur le marché de gros. La faible liquidité du marché de gros oblige les acheteurs à se reporter sur les enchères proposées par les Etats, qui, de ce fait, réalisent des performances.

Doit-on s’attendre à une situation éphémère ou un réel changement sur le marché des Garanties d’Origine ?

La succession de plusieurs phénomènes ont permis d’arriver jusque-là : la baisse de la production hydraulique, une hausse de la demande de plus en plus forte et le retrait du Royaume-Unis du marché prévu en 2023. Les consommateurs restent toutefois engagés dans la démarche malgré des factures bien plus importantes.

Une production hydraulique revenue à la normale pourrait faire baisser le prix de la GO. En revanche, une sortie du marché de la Norvège, ajoutée à une demande toujours plus forte et à un climat de moins en moins propice à une production électrique suffisante feraient encore plus grimper la valeur des Garanties d’Origine.

L’essentiel est que les Garanties d’Origine ont maintenant une réelle valeur monétaire permettant de booster la transition énergétique. Les consommateurs s’engagent de plus en plus dans la démarche de consommation d’électricité renouvelable malgré la hausse des prix. Les producteurs d’électricité doivent accélérer la transition énergétique pour répondre à cette demande, avant que celle-ci ne soit plus satisfaite.

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[1] D’après les chiffres de l’AIB

[2] Ces prix sont la moyenne entre les prix demandés par les producteurs et les prix proposées par les revendeurs, sur le marché de gros européen. Ils ne représentent pas exactement la réalité du marché de détails, qui dépend de nombreux autres facteurs.

Ces dernières semaines, le prix des Garanties d’Origine s’est envolé de manière spectaculaire. En cette fin du mois d’août, une GO standard peut être vendue par un producteur entre 3€ et 3,50€. Jamais à l’échelle européenne la valeur du marché n’avait atteint de tels sommets. Une nouvelle situation qui aura forcément des conséquences.

C’est évidemment une très bonne nouvelle pour la transition énergétique du réseau européen. Les producteurs ou les États via les enchères perçoivent une meilleure rémunération pour l’électricité produite avec des énergies renouvelables. En France, les enchères ont rapporté à l’État plus de 51 M€ sur les productions de janvier à mai 2022. C’est déjà presque deux fois plus que sur l’ensemble de l’année 2021.

Résultat des enchères par mois de production

Mais pour savoir si cette situation est pérenne, il est important d’étudier les raisons de ce chamboulement.

Une demande toujours plus forte qui explique l’évolution du prix des Garanties d’Origine

Avant même cette augmentation brutale, les prix se maintenaient depuis quelques mois à un niveau proche des records connus en 2018, autour des 2€/MWh. La demande en est la principale responsable, elle qui reste l’un des moteurs centraux à l’évolution du marché. Depuis 2021, les fournisseurs de Garanties d’Origine répondent à des besoins de plus en plus nombreux.

Annulation de Garanties d’Origine, par an (AIB)

La baisse de l’année 2020 peut être en partie expliquée par une consommation d’électricité plus faible au cours de cette période marquée par le ralentissement économique dû aux mesures sanitaires. Sur la période de janvier à mai, nous remarquons une augmentation des annulations de 58 TWh (+12%) entre 2021 et 2022, ce qui n’est pas négligeable.

La démocratisation des offres vertes des fournisseurs d’électricité donne plus de visibilité à la démarche de consommation d’électricité renouvelable. Cette nouvelle popularité multiplie les demandes des particuliers et des PME. Les acteurs du marché sont donc rassurés sur l’évolution positive de la demande et peuvent maintenir des prix élevés.

Par ailleurs, les grandes entreprises prennent conscience de leur responsabilité dans le combat contre le changement climatique. Leur engagement est soutenu par des initiative telles que le SBT ou le RE-100. Leurs besoins en volume sont nettement plus importants et peuvent donc rapidement chambouler le marché. Les producteurs qui vendent au plus offrant se retrouvent dans une meilleure situation de négociation.

Une production hydraulique au plus bas

La sécheresse historique que l’Europe du sud connait cet été a un impact sur de nombreux domaines, notamment la production d’électricité hydraulique. Afin de maintenir un niveau d’eau minimum dans les réservoirs, la production d’électricité des barrages hydrauliques fut limitée, notamment en France et en Italie. Au nord, les pays Scandinaves ont choisi de prioriser le remplissage des réservoirs et anticiper un éventuel faible apport d’eau, au dépend de la production d’électricité dédiée à l’export.

Ces pays sont les principaux exportateurs de GO sur le marché européen, notamment grâce à leur production hydraulique. C’est donc un volume important, en général à moindre coût, qui n’a pas pu être mis en vente. Les futurs chiffres de l’AIB pour les émissions issues de la production de cet été devraient le confirmer.

L’offre étant réduite en même temps que la demande augmente, les prix ont logiquement augmenté.

Les prix des Garanties d’Origine pour 2022 plus élevés que pour 2023 !

Le constat le plus surprenant de ces dernières semaines est l’inversion des prix forward [1] pour former un « backwardation« . Généralement, le prix unitaire d’une GO a tendance à être plus élevé pour les années futures. Cette forme classique est appelée un « contango ». Mais depuis peu, le prix du marché des GO de 2023 et 2024 est inférieur à celui de 2022. Les acteurs estiment que la sècheresse pèse essentiellement sur l’électricité produite au cours de l’année 2022.

Les producteurs rachètent des GO pour couvrir leurs ventes forward alors que des fournisseurs et consommateurs accélèrent leurs achats sur cette même période. A noter tout de même que les GO d’une année de production peuvent être utilisées pour l’année de consommation suivante dans beaucoup de pays européens. Il est donc d’autant plus étrange d’observer une courbe forward en backwardation.

Évolution du prix unitaire d’une Garantie d’Origine hydraulique

Un autre facteur que la sécheresse actuelle explique ce backwardation. Le Royaume-Uni a confirmé qu’il n’autoriserait plus l’importation de GO Européennes sur son territoire. Sur l’année 2021, le pays importait près de 65 TWh de GO [3], soit l’équivalent de la demande Française ! Une demande conséquente qui sera retirée du marché dès avril 2023. Logiquement, les acteurs anticipent cette baisse de la demande, impactant le prix du marché mais uniquement à partir de 2023.

La situation actuelle du marché vient donc d’une succession de conjonctures favorables. Les prix vont-ils se maintenir aux niveaux que nous connaissons actuellement ? Ce qui est sûr, c’est que la demande est belle et bien présente, de bon augure pour le futur du marché.

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[1] La notion de forward correspond à la production des années futures

[2] Ces prix sont la moyenne entre les prix demandés par les producteurs et les prix proposées par les revendeurs, sur le marché de gros européen. Ils ne représentent pas exactement la réalité du marché de détails, qui dépend de nombreux autres facteurs.

[3] D’après les chiffres d’Ofgem traités par Origo.

Va-t-on vers une évolution des critères RE100 ? L’initiative RE100 rassemble des multinationales engagées dans la consommation d’électricité d’origine renouvelable. En début d’année, elle a ouvert une consultation sur des propositions de modification de ses critères techniques. Évidemment, cela concerne en partie les Energy Attribute Certificates.

RECS International a répondu à cette consultation. En tant que membre de l’association et partenaire de plusieurs entreprises adhérentes à RE100, Origo se joint à la réponse de RECS. Nous vous faisons part de nos avis sur la question.

Les frontières du marché électrique européen remises en cause

La première modification des critères RE100 proposée concerne les frontières du marché électrique européen. Actuellement, une entreprise européenne peut utiliser des Garanties d’Origine dans tous les pays de l’Union européenne ou appartenant à l’Espace Economique Européen [1]. Or, de nombreuses entreprises adhérentes à RE100 soutiennent également le Carbon Disclosure Project (CDP)… Projet qui considère le périmètre de l’AIB [2] comme l’unique marché européen. Cette contradiction entre les deux organisations est problématique. Dans cette optique, la RE100 souhaite s’aligner aux contraintes du CDP pour simplifier la situation.

Qu’est-ce que cela signifie concrètement ? Une entreprise située en Roumanie peut – pour le moment – acheter une GO issue d’un pays membre de l’AIB pour sa consommation (appelée ex-domain). Ne faisant pas partie de l’AIB, elle ne pourra plus le faire si la RE100 s’aligne sur les critères du CDP.

RECS International recommande de limiter les frontières du marché aux membres de l’AIB et/ou de l’UE/EEE/AELE. Cela permettrait de reconnaitre les règles de l’EECS [3] et celles du marché européen définies par la loi. L’AIB ne doit pas avoir plus de poids que les différentes organisations européennes concernant la revendication d’une consommation d’électricité renouvelable.

Au-delà de donner une dimension juridique aux standards de l’AIB et de l’EECS, cette redéfinition des frontières du marché limiterait de nombreuses entreprises. Faute de solutions simples dans certains pays exclus, elles ne pourront pas atteindre les 100% de consommation d’électricité renouvelable.

Critères RE100 : l’élargissement de l’approvisionnement de l’électricité dans certains cas

La RE100 souhaite donner la possibilité aux consommateurs d’un pays d’utiliser des EAC de pays ayant une connexion physique. Pour l’heure, en dehors du marché européen et nord-américain, les membres de l’initiative doivent revendiquer une consommation d’électricité renouvelable provenant du même pays de consommation.

Le changement de stratégie devrait toutefois remplir différentes conditions :

• La participation à un PPA ou l’achat d’EAC,
• Le volume d’électricité revendiqué doit être physiquement échangé par le(s) producteur(s) via les interconnexions électriques entre les deux pays,
• La délivrance d’EAC reconnus dans les deux pays doit être spécifiée dans le PPA,
• Un mix résiduel doit être calculé dans les deux pays concernés.

RECS International encourage les utilisateurs à acheter une électricité renouvelable issue du même marché que la consommation. Lorsque cela est nécessaire, l’organisation accepte l’utilisation d’EAC provenant d’un marché voisin. RECS considère que l’existence d’une capacité de transport physique entre deux pays justifie la possibilité d’utiliser des EAC pour les deux pays indistinctement. La nécessité de vérifier les flux physiques n’est pas pertinente, car c’est complexe et théoriquement injustifié. Nous pensons qu’il faudrait se soucier davantage de la saturation des interconnexions que d’un sens du flux.

C’est une bonne chose que de laisser aux entreprises la possibilité d’acheter des EAC à leur pays voisins. Cela obligera peut-être les pays d’où vient la consommation à mettre en place des systèmes pour soutenir le développement local des EnR. Par ailleurs, cela permet aux consommateurs de bénéficier d’une liquidité suffisante pour s’engager, tout en ayant un impact sur des zones électriques interdépendantes.

Une consommation d’électricité provenant de centrales de moins de 15 ans intégrée dans les nouveaux critères RE100

La RE100 souhaite enfin intégrer une limite de 15 ans d’âge aux centrales de production couvrant la consommation de ses membres. L’organisation justifie cela par une volonté d’accélérer la transition du réseau électrique mondiale plutôt que de s’appuyer sur les capacités existantes.

RECS International pense que ce type de démarche devrait être laissé à la stratégie de chaque entreprise. De plus, de nombreux labels permettent déjà de valider une stratégie avec un impact supplémentaire que le simple achat d’EAC. Parmi eux, EKOenergie, TUV, Green-e, etc.

Chez Origo, nous sommes alignés avec la position de RECS International. Nous estimons que la complexification des critères décourage les entreprises à atteindre leur objectif de 100% de couverture de leur consommation électriques via des EAC renouvelables. Or, c’est cette volonté d’atteindre un mix 100% renouvelable qui va peser durablement et efficacement sur le marché. Cela passera par l’investissement dans de nouveaux moyens de production ainsi que dans la maintenance des moyens existants.

En conclusion, nous pensons que la RE100 devrait garder une certaine flexibilité dans ses critères, pour recruter de nouveaux membres. Plus la demande en énergies renouvelables sera grande, plus les marchés et les organisations gouvernementales devront y répondre par des moyens conséquents. Pour cela, la RE100 doit accompagner les entreprises dans leur démarche en tenant compte des difficultés physiques et législatives existantes. La maturité des marchés viendra naturellement par la suite.

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[1] https://www.there100.org/sites/re100/files/2020-10/Note%20on%20Market%20Boundaries.pdf

[2] Association of Issuing Bodies : association des pays suivants les mêmes règles de certification et de marché des GO

[3] European Energy Certification System : standard de certification des pays membres de l’AIB