Catégorie : Actualités

Depuis maintenant près d’un an, l’Etat met aux enchères les Garanties d’Origine issues des producteurs d’électricité d’origine renouvelable bénéficiant de subventions. Après des débuts plutôt positifs, la démarche peine à faire ses preuves. Nous vous proposons un point sur l’évolution de ces enchères.

Rappelons avant tout que l’Etat a fait le choix de ne mettre aux enchères que la moitié des Garanties d’Origine à leur disposition. Les GO mises aux enchères correspondent à la production du mois n-3.

Vous trouverez ci-dessous un graphique représentant les quantités vendues et le pourcentage de GO non vendues par l’Etat pour chaque mois de production depuis mars 2019 lors des enchères.

Nous remarquons que les premiers mois se sont bien vendus. Mais à partir du mois d’octobre 2019, la perte est conséquente, avec un pic à 86% et 84% pour les mois de décembre 2019 et mai 2020. En 2020, hormis les enchères pour la production des mois de janvier et février, chaque session a connu une perte non négligeable. Les enchères des GO de la production des mois de janvier et février 2020 font partie des plus rentables. Les acteurs du marché cherchaient de fait à couvrir au plus tôt leur approvisionnement en Garanties d’Origine pour l’année 2020.

L’éolien onshore est de loin la technologie la plus vendue dans ces enchères. Plus de 15,5 TWh de ce type de GO ont trouvé preneur depuis la première session. L’éolien est la technologie de production qui se développe le plus depuis quelques années grâce aux subventions étatiques, expliquant l’abondance de l’offre.

Cette difficulté à vendre les GO mises à disposition s’explique essentiellement par la faible demande de la part des consommateurs français. Selon l’AIB, le taux d’utilisation de Garanties d’Origine rapporté à la consommation nationale d’électricité n’est que de 10% tandis que la moyenne au sein de l’Union Européenne est de 26%.

Par ailleurs, l’Etat impose à chaque session un prix plancher choisi arbitrairement. La plupart des acteurs du marché de gros préfèrent alors s’approvisionner directement auprès des producteurs afin de bénéficier de tarifs plus avantageux sur le marché de gré à gré. De fait, le prix moyen d’une GO vendue aux enchères lors de la dernière session était de 0.26€, ce qui est supérieur au prix du marché de gré à gré.

Il existe des solutions pour permettre à ce marché d’être plus dynamique en France. La réglementation devrait laisser le choix aux producteurs bénéficiant de subventions de garder ou non les GO propres à leur production. Cela inciterait les producteurs disposant de meilleures connaissances du marché que l’Etat à développer des offres commerciales. L’Etat pourrait alors récupérer une rémunération directement de la part des producteurs en contrepartie des GO non-cédées, et bénéficierait surtout à moyen terme des conséquences d’un marché plus dynamique sur le prix des GO qu’il lui resterait à vendre via les enchères.

La réglementation pourrait de plus imposer une traçabilité intégrale de chaque MWh consommé, appelé le « full disclosure ». Le principe est simple, chaque MWh consommé doit être adossé à un Garantie d’Origine, que celle-ci soit relative à des énergies renouvelables ou non. Cela s’applique déjà en Autriche, aux Pays-Bas et en Suisse. Ce serait un grand pas en avant pour la transparence du marché français de l’électricité verte.

L’Etat serait donc gagnant à proposer une règlementation plus élégante.

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L’IRENA s’est attardé en juin dernier sur le coût des filières renouvelables. L’organisation rappelle que les coûts baissent drastiquement, au point où les énergies renouvelables deviennent les sources par défaut pour la production d’électricité à moindre coût. Elle présente par ailleurs de nombreux visuels permettant de suivre l’évolution de ces coûts.

Les deux énergies principalement concernées par cette révolution sont le solaire et l’éolien. Les panneaux photovoltaïques ont vu leur coût baisser de 82% depuis 2010. Le solaire thermique est quant à lui 47% moins cher depuis la même année, malgré une légère hausse des prix entre 2014 et 2016. L’éolien onshore (-39% depuis 2010) et offshore (-29%) ont eux aussi profité des innovations technologiques.

Pourcentage de la baisse des coûts des énergies renouvelables entre 2010 et 2019

Le solaire photovoltaïque est même devenu moins cher que l’éolien onshore entre 2018 et 2019. Lui qui coûtait 0,40 USD/kWh en 2010 est tombé en dessous de la barre des 0,05 USD/kWh. L’éolien offshore est à ce jour la technologie la plus chère (0,13 USD/kWh) parmi les quatre précédemment citées.

Evolution du coût par kWh des énergies renouvelable de 2010 à 2019

Les énergies renouvelables sont donc avec le temps devenues plus compétitives que les énergies fossiles quand le coût d’intégration au réseau reste relativement faible. D’après l’IRENA, 56% des nouvelles capacités de production d’énergies renouvelables raccordées au réseau en 2019 étaient moins chères que la centrale à charbon la moins couteuse.

Enfin, entre 2010 et 2019 pour la même somme d’argent investie, la capacité de production a plus que quadruplé pour le solaire photovoltaïque. En 2010, 1 million de dollars investi dans cette technologie permettait d’installer une puissance de 213 kW, contre 1005 kW en 2019. Concernant l’éolien onshore, la puissance installée est passée de 514 kW en 2010 à 679 kW en 2019 pour 1 million de dollar investi.

Les énergies renouvelables sont devenues des énergies compétitives financièrement, ce qui légitime encore plus leur développement. Elles concurrencent directement les énergies fossiles et sont donc en mesure de les remplacer progressivement si tous les acteurs participent à leur développement. Le système des Garanties d’Origine peut ainsi permettre aux consommateurs de financer de nouveaux projets, et à ces derniers de s’émanciper des subventions étatiques.

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L’AIB a publié les mix résiduels de 32 pays européens pour l’année 2019. Pour rappel, le mix résiduel correspond au mix d’électricité non tracé. Origo a pu à partir des données de l’AIB calculer le pourcentage de consommation volontaire d’électricité verte pour chaque pays européen.

En 2019, le mix résiduel européen est constitué à 53,53% d’énergies fossiles, 42,02% d’énergie nucléaire et 4,4% d’énergies renouvelables. La faible part d’énergies renouvelables s’explique par le fait qu’elles sont majoritairement tracées par des Garanties d’Origine et sont donc exclues du mix résiduel. En 2019, 1068 TWh des 1227 TWh d’énergies renouvelable produits ont été tracés par des GO d’après les données du rapport. En moyenne, la consommation volontaire d’électricité d’origine renouvelable est de 26% de la consommation totale en Europe. Cela représente une augmentation de 3pts par rapport à 2018. En France, le mix résiduel est composé majoritairement de nucléaire (81,98%), suivi des énergies fossiles (9,60%) et des énergies renouvelables (8,42%).

Taux de consommation volontaire d’électricité verte en Europe en 2019

La consommation volontaire d’électricité verte en France reste très basse avec un taux de 10,9% et ce malgré une belle hausse de 3,5 points de pourcentage entre 2018 et 2019. Les 5 premiers pays consommateur d’électricité verte (Autriche, Luxembourg, Irlande, Suède et Suisse) sont largement devant le peloton, avec un pic pour l’Autriche qui se rapproche de très près d’une consommation 100% d’origine renouvelable (98,04%).

Différence du taux de consommation volontaire d’électricité verte entre 2018 et 2019

Parmi les pays qui consomment de plus en plus d’électricité verte, nous retrouvons de nouveau la Suisse et le Luxembourg avec respectivement une augmentation de 19,68 pts et 23,2 pts entre 2018 et 2019.

Deux pays ont en revanche perdu une bonne part de consommation d’origine renouvelable. Il s’agit de la Belgique (-9,52 pts). Selon un acteur du marché des GO, il semblerait qu’une part non négligeable de GO belges soit éligible au mécanisme d’exemption de taxe du Royaume-Uni ce qui expliquerait un fort taux d’exportation.

Les pays les plus consommateurs d’électricité verte en Europe sont aussi ceux qui tracent le plus l’électricité. L’Autriche pratique en effet le full disclosure dont le principe est de tracer tout MWh d’électricité consommé, peu importe la technologie de production. La Suisse et les Pays-Bas appliqueront également ce principe à partir de l’année prochaine.

Mix résiduel des pays européens en 2019

De manière générale, nous observons que les consommateurs choisissent de plus en plus de participer à la transition énergétique, résultant à une augmentation importante du taux de consommation d’électricité de source renouvelable. Cette tendance positive observée depuis plusieurs années reste trop faible pour peser significativement sur l’offre et ainsi créer des signaux d’investissements dans les pays européens. La Norvège et dans une moindre mesure l’Espagne et l’Italie sont à l’origine d’un volume très important de GO qui inondent le marché européen. La situation de la France qui est en mesure d’exporter des volumes très importants de GO est aussi très visible en 2020 avec l’effet dévastateur des enchères françaises sur le marché des GO européennes. Une hausse de la consommation d’électricité verte dans ces pays engendrerait un basculement de l’équilibre offre/demande et probablement un investissement durable et efficace dans les énergies renouvelables à l’échelle européenne.

Pays importateurs et exportateurs de GO en Europe en 2019

L’instauration du full disclosure serait un bon début en France et permettrait de clarifier la situation concernant la traçabilité du nucléaire. Les acteurs pourraient alors faire un choix explicite vers les énergies qu’ils souhaitent soutenir. D’autres ajustements réglementaires auraient aussi un impact positif, tel que laisser la possibilité à des producteurs bénéficiant de subvention de commercialiser directement leur GO.

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L’ADEME (agence de la transition écologique) et l’UFE (Union Française de l’Electricité) ont récemment publié une étude sur l’évolution de l’offre et la demande en Garanties d’Origine (GO) en France au niveau national et par région de production.

D’après cette étude la demande de GO en France est de 33 TWh pour 53 TWh offerts en 2018. La demande est donc nettement inférieure à l’offre.

Le rapport propose ensuite une modélisation du marché de la GO en France, basé sur trois scénarios :

• Un scénario de référence basé sur le développement actuel de la consommation d’électricité verte, c’est-à-dire une augmentation de 10%/an pour atteindre 18% de la consommation totale en 2028.
• Un scénario vert supposant une consommation d’électricité verte correspondant à 45% de la consommation totale en 2028.  Ici, la totalité de la production d’électricité verte française serait consommée en France.
• Un scénario médian situé entre le scénario de référence et le scénario verte où la consommation d’électricité verte serait de 30% en 2028.

L’étude s’appuie sur plusieurs postulats concernant la production et la consommation d’électricité verte. Elle ne prend par exemple pas en compte les imports-exports des GO et part ainsi du principe que les consommateurs en France ont une préférence pour les GO françaises. En conséquence, l’étude ne prend pas en considération le caractère arbitrable des GO françaises avec des GO européennes. Ce choix de limiter l’étude au périmètre national permet de simplifier l’analyse mais risque de dénaturer l’interprétation des résultats statistiques.

Ce postulat n’est pas négligeable car ni les consommateurs, ni les fournisseurs, n’ont pour le moment montrer de signaux évidents de préférences pour les GO françaises par rapport aux GO européennes. L’interprétation des résultats peut donc être biaisée.

Les résultats de cette étude montrent que le scénario de référence ne connaîtra que très peu de tensions sur le marché (demande > offre). Ces tensions apparaitraient pour l’énergie solaire qui ne pourrait pas répondre à la demande si la moitié des consommateurs demandent à consommer de l’électricité d’origine solaire, de même pour les bioénergies. Toujours avec ce scénario de référence, seule la région Ile-de-France est aussi sujette à des tensions si la moitié des consommateurs ont une préférence pour des GO de leur région.

Le scénario vert, lui, prévoit des tensions pour toutes les sources d’énergies, la production hydraulique ne pouvant plus répondre à la demande à partir de 2024. Selon l’ADEME et l’UFE, plusieurs régions seraient concernées : l’Ile-de-France, la Normandie, les Pays de la Loire, les Hauts-de-France, la Bourgogne Franche-Comté et la Bretagne.

Le passage à l’annulation des GO au pas mensuel à partir de 2021 en France peut aussi avoir quelques conséquences sur l’équilibrage offre/demande selon l’étude. Néanmoins cette interprétation se heurte à la réalité de la réglementation européenne. Le pas mensuel n’est obligatoire dans aucun pays sauf la France. En conséquence, faute de préférence pour les GO françaises, il est aisément faisable d’obtenir des profils mensuels de GO européennes car les producteurs européens ne subissent aucune pression à cet égard.

Pour conclure, ce premier rapport présente les différentes tensions qui pourraient exister en fonction de plusieurs facteurs. Il est à noter que l’ADEME et l’UFE précisent bien que cette étude réalisée sur un marché naissant nécessite d’être complétée. Une seconde étape serait d’inclure le scénario de l’évolution de la demande et de l’offre de GO françaises dans le périmètre européen qui peut en réalité générer davantage de tension sur le marché national. En effet, la demande européenne croit rapidement et pourrait soutirer une part importante des GO françaises pour de la demande dans d’autres pays. La GO pourrait ainsi atteindre un prix permettant davantage de signaux d’investissement dans les énergies renouvelables et ce à l’échelle européenne.

Marko Lehtovaara, CEO de Grexel, a récemment écrit un ensemble d’articles sur les différents aspects d’un système de traçabilité de l’énergie renouvelable. Il existe trois grands systèmes dans le monde, appelés des EAC (Energy Attribute Certificate) : la Garantie d’Origine (Europe), les I-RECs (International), les RECs et systèmes nationaux (Amérique du Nord, Australie, Japon). Marko Lehtovaara évoque les dimensions d’unicité, de régulation et d’additionalité de ces systèmes. Son discours est très pertinent. Nous vous proposons donc une synthèse de ses publications.  

L’unicité[1]

L’unicité d’un EAC est définie par le caractère unique du certificat pour un MWh. Elle pourrait être remise en cause dans deux situations : lors d’un double comptage explicite et implicite.

Le double comptage explicite se manifeste si le MWh associé à l’EAC est vendu à une autre personne sous la forme d’un autre EAC, d’un PPA, ou autre produit premium. Mais les systèmes des GOs, RECs et I-RECs sont suffisamment solides et légiférés pour ne pas être trop inquiétés par ces situations.

Le risque de double comptage explicite éliminé, reste alors le risque de double comptage implicite. Il se manifesterait lorsqu’un consommateur prétend consommer de l’électricité verte sans avoir acheter lui-même d’EAC. Cela serait dû à trois scénarios :

• La double divulgation correspond à la publication du mix énergétique d’un fournisseur auprès de ses clients prenant en compte les MWh associés aux EAC vendues à d’autres clients. Ce problème pouvait apparaître dans certains pays européens.  
• Un mauvais mix résiduel national peut aussi parfois apparaître lorsque certains EAC ne sont pas retirés du mix après annulation, exportation ou transfert. Il s’agit principalement d’erreurs de calcul. Ces erreurs, si elles existent, sont minimes.
• Lorsque le mix de production est composé en grande partie d’énergies renouvelables et que le consommateur va donc estimer consommer ce mix de production et non le mix résiduel. Il s’agit ici d’une simple supposition du consommateur basé sur son lieu de consommation. Notons que cette méthode dite « location based » a l’avantage d’exister dans des zones ne bénéficiant pas de système de traçabilité mais qu’elle est encore malheureusement reconnue par le GHG Protocol dans les zones où ces mécanismes existent.

En restant vigilant sur ces points, les consommateurs peuvent s’assurer de l’unicité des EAC et consommer de l’électricité d’origine renouvelable grâce à ces systèmes.

La réglementation[2]

Pour qu’un consommateur puisse avoir confiance en un système de traçabilité, il faut que ce système soit légiféré et réglementé.

Marko Lehtovaraa nous explique qu’il existe deux types de schémas légaux : contractuels et réglementaires. Les schémas contractuels, tels que les I-RECs, permettent à n’importe quel Etat de s’inscrire volontairement au régime en signant des règlements standards et de les suivre. Les schémas réglementaires comme les GO, sont soumis aux directives et lois nationales. C’est-à-dire que chaque pays pourra encadrer différemment le système. Par exemple, les Pays-Bas ont décidé d’employer le full disclosure, au contraire d’autres pays Européens.

Du point de vue du consommateur, le plus important est de vérifier :

• La crédibilité : le certificat est-il reconnu pour la consommation d’électricité verte dans mon pays ?

L’exclusivité : le système de traçabilité est-il bien ’unique moyen de prouver une consommation d’électricité verte ?[3]

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Les EAC sont des certificats suffisamment encadrés et réglementés pour rassurer les consommateurs sur ces critères.

L’additionnalité[4]

L’additionnalité d’un produit correspond au fait qu’il contribue au développement permettant la transition énergétique. Les EAC peuvent-ils être considérés comme additionnels ?

Le principe des EAC est de valoriser l’origine d’une énergie en permettant de mieux rémunérer celle-ci. L’additionnalité de cet outil existe si la demande engendre une pression pour que le réseau soit davantage alimenté en énergies respectueuses de l’environnement. Une demande élevée permet aux EAC d’atteindre une valeur monétaire incitant à la naissance et au maintien de nombreux projets d’EnR. L’achat et l’annulation d’un EAC est alors un surplus et donne des signaux d’investissement au marché. L’Espagne, par exemple, développe un grand nombre de projets non-subventionné grâce au mécanisme des Garanties d’Origine. Si plus personne ne demande d’électricité d’origine renouvelable, les projets restent dépendants des subventions et ne peuvent pas exister dans un pays où le gouvernement n’y est pas favorable.

L’achat d’EAC permet la réduction d’émission de CO2. La valeur d’additionnalité collective peut donc lui être attribuée.

Marko Lehtvorra conclue sa série d’articles en incitant les entreprises à ne pas perdre de temps à s’assurer si tel certificat est unique, régulé et additionnel. En effet, si le système est bien fait comme les GO, REC et I-REC, la question ne se pose pas. Si l’entreprise est dans un pays où le système n’est pas encore mature, l’objectif est avant tout de demander de l’énergie renouvelable et d’acheter des certificats. Le système sera par la suite plus rigoureux.

Découvrez les 4 articles :

https://grexel.com/can-i-green-x-with-certificate-y/

https://grexel.com/can-i-green-x-with-certificate-y-2/

https://grexel.com/can-i-green-x-with-certificate-y-3/

https://grexel.com/can-i-green-x-with-certificate-y-additionality/

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[1] https://grexel.com/can-i-green-x-with-certificate-y-2/

[2] https://grexel.com/can-i-green-x-with-certificate-y-3/

[3] Ne pas confondre unicité (1 MWh = 1 seul EAC) et exclusivité (1 zone géographique = 1 seul système de traçabilité).

[4] https://grexel.com/can-i-green-x-with-certificate-y-additionality/

Comme pour beaucoup d’autres marchés, l’épidémie du Covid-19 a un impact sur celui de l’électricité. Le niveau de consommation électrique a naturellement chuté en raison de l’arrêt ou le ralentissement des diverses industries. Mais qu’en est-il du marché de l’électricité d’origine renouvelable ?

Selon RTE, la consommation était pour le mois de mars en moyenne inférieure de 15% à la suite des mesures de confinement.[1] La baisse sur le mois d’avril sera nettement supérieure, ce mois étant intégralement soumis au confinement en France ainsi que dans la majeure partie des pays européens.

À court terme, le prix minimum des Garanties d’Origine européennes continue sa baisse. Ce prix correspond à une Garantie d’Origine sans demande de qualité particulière quant au pays de production, technologie, date de mise en service ou association à un label. Le prix de l’année 2020 a atteint un plancher sous la pression des enchères françaises qui inondent l’Europe. Au cours des premières enchères relatives aux GO de production 2020, l’intégralité des volumes a été vendue à un prix moyen de 0,22€/MWh.

La baisse de la consommation n’engendre pas automatiquement une baisse de la production électrique issue d’énergies renouvelables car celles-ci sont les premières sollicitées, suivies par l’énergie nucléaire, grâce à leur coût marginal nul. Les émissions de Garanties d’Origine ne sont donc pas affectées par une baisse de la production électrique. En revanche, la demande en Garanties d’Origine devrait être significativement touchée du fait de la baisse de consommation des entreprises engagées dans l’achat responsable d’électricité. Les entreprises auront de fait besoin de moins de GO pour couvrir leur consommation d’électricité.

À ce stade, la crise sanitaire a eu un effet sur les prix à moyen terme. Ceux-ci étaient restés relativement élevés malgré la baisse des prix spot du fait d’une hausse significative de la demande et d’un volume d’offre relativement stable année après année.

Depuis le début de la crise, le prix de la GO 2023 perdu 30% de sa valeur et atteint actuellement péniblement les 40 centimes d’euros par MWh. Ce prix particulièrement attractif engendre une augmentation des intérêts à l’achat. A moyen terme le risque n’est pas tant la baisse de consommation électrique. Néanmoins, si la majorité des entreprises considèrent sérieusement leur engagement d’un achat responsable en choisissant les énergies renouvelables, il est à craindre que les conséquences économiques de la crise sanitaire amènent une baisse d’engagement de la part de certaines d’entre elles.

Pour finir sur une note optimiste, la situation actuelle est l’occasion pour les entreprises de repenser leurs priorités et leurs stratégies. Il est probable que leurs parties prenantes soient davantage attentives à cela. L’heure est à l’économie durable et responsable, et cela passe par la consommation volontaire d’électricité de source renouvelable.

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[1] https://www.rte-france.com/actualites/covid19_quels_impacts_sur_la_consommation_electricite

RECS International a récemment donné son avis sur la pratique du full disclosure. L’organisation en profite pour présenter les différents types de full disclosure à disposition et ainsi préciser les bonnes définitions.

Qu’est-ce que le full disclosure ?

Le full disclosure est l’utilisation du mécanisme des Garanties d’Origine pour toutes les technologies de production d’électricité, de source renouvelable ou non renouvelable. Les Garanties d’Origine sont habituellement utilisées pour prouver la production ou la consommation d’électricité d’origine renouvelable mais elles peuvent aussi être utilisées pour les autres énergies. RECS international précise que la pratique du full disclosure peut être proclamée par un pays seulement si celui-ci rend obligatoire le recours aux GO pour toutes les énergies mais qu’il ne peut le faire s’il le laisse optionnel.

Il existe trois types de full disclosure :

• Le Full Production Disclosure (FPD) concerne comme son nom l’indique les producteurs d’électricité. Le principe est simple, chaque MWh d’électricité injecté dans le réseau engendre l’émission d’une Garantie d’Origine. Ce système n’oblige pas les consommateurs finaux à choisir et prouver l’origine de l’électricité qu’ils consomment via l’utilisation de Garanties d’Origine. En cas de péremption, elles sont attribuées au mix résiduel qui s’applique aux consommateurs choisissant de ne pas utiliser de Garanties d’Origine.  
• Le Full Consumption Disclosure (FCD) procède de la même manière pour la consommation. Chaque MWh soutiré du réseau engendre l’obligation d’utiliser une Garantie d’Origine. Dans ce cas, chaque consommateur peut donc choisir de consommer une énergie d’origine renouvelable mais aussi nucléaire ou fossile. La décision viendra de lui et non pas de l’attribution par défaut d’un mix résiduel.
• Le Full Supplier Disclosure (FSP) est le même principe que le FCD mais il s’applique au sein de pays ayant une réglementation limitante le monopole de l’utilisation de de Garanties d’Origine aux fournisseurs d’électricité.

RECS International soutient et recommande la pratique du full disclosure. En effet, cela obligerait les consommateurs à se questionner sur l’origine de leur consommation électrique. Ils n’auraient plus à faire d’efforts de procédures pour avoir accès à l’électricité verte et ne serait plus soumis par défaut au mix résiduel. Les énergies renouvelables se retrouveraient alors sur le même pied d’égalité que les autres technologies.

En France, 94% des Français sont favorables au développement des énergies renouvelable selon un sondage d’OpinionWay[1]. Il n’y a pourtant que 12,9% (2020) de consommation volontaire d’électricité verte dans le pays. Le full disclosure permettrait d’augmenter considérablement ce pourcentage et ainsi engager concrètement la transition énergétique dans le pays. Aujourd’hui, l’Autriche, la Suisse et plus récemment les Pays-Bas sont les trois seuls pays à utiliser le full disclosure. Dans ces pays, la consommation d’électricité verte via les Garanties d’Origine atteint respectivement 83,9%, 70,8% et 55,6%, en 2020 ![2] L’impact n’est donc plus à prouver.

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[1] https://www.connaissancedesenergies.org/sites/default/files/pdf-actualites/Enqu%C3%AAte%20Environnement%20vague%206%202019.pdf

[2] Ces pourcentages ont été calculés à partir des données de l’AIB disponibles ici : https://www.aib-net.org/sites/default/files/assets/facts/residual-mix/2020/AIB_2020_Residual_Mix_Results.pdf

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Crédit photo : AB Electrical & Communications Ltd

L’AIB (Association of Issuing Bodies) a publié dernièrement son rapport trimestriel sur le traitement des Garanties d’Origine (GO) par ses membres. Le dernier rapport nous permet d’avoir les résultats complets de l’année 2019. Plus de 570 TWh de Garanties d’Origine d’énergies renouvelables ont été annulées par les membres de l’AIB, soit 50 TWh de plus que l’année 2018. Aujourd’hui, l’AIB est constituée de 27 pays européens. Certains pays ne sont donc pas inclus dans ces statistiques, tels que le Royaume-Unis et la Pologne.

Quels pays ont participé à l’augmentation du nombre de GO annulées ?

Comme nous pouvons le voir sur le graphique ci-dessus, certains pays participent grandement à l’augmentation de la demande de GO. De fait, la demande en électricité d’origine renouvelable en Norvège et en Suède a respectivement augmenté de 28% et 26% entre 2018 et 2019. L’annulation de GO en France et en Allemagne est aussi nettement en hausse, de même en Ireland. Certains pays ont plus ou moins stagné comme la Suisse, le Danemark, la Finlande, l’Islande, l’Italie et le Luxembourg. En revanche, l’utilisation de GO en Espagne est en chute libre avec une baisse d’environ 12,7%. Cette tendance est malheureusement contraire aux signaux verts donnés par le pays concernant les nombreux projets de production d’électricité verte sans-subvention. L’Autriche, la Belgique et les Pays-Bas sont aussi en légère baisse. Les Pays-Bas, tout comme la Norvège et la Suède, restent toutefois plus demandeurs de GO que la France malgré une consommation électrique totale nettement inférieure. La France représente en effet que 8% de toutes les GO annulées par l’ensemble des membres de l’AIB en 2019. À partir de sa consommation d’électricité totale, elle devrait se classer parmi les pays les plus demandeurs comme l’Allemagne ou l’Espagne en 2018. Il y a donc encore un gros effort à faire de la part des consommateurs.

L’Allemagne doit sa position de leader grâce à l’énorme quantité de GO importées. De fait, le mix de production allemand est encore caractérisé par les énergies fossiles, malgré une part de la production d’énergies renouvelables de 46%. Mais une grande partie de cette production émet des GO régionales non reconnues par l’AIB et intégrées dans le mix résiduel. Cela oblige les Allemands à importer des GO de l’étranger pour consommer de l’électricité verte. Selon l’AIB pour l’année 2019, sur les 96 TWh de Garanties d’Origine importées par l’Allemagne, environ 86 TWh sont de sources hydrauliques. La France et la Norvège étant les principaux exportateurs de GO hydrauliques, nous pouvons en déduire que ceux-ci sont les principaux fournisseurs de GO en Allemagne, lui permettant de pouvoir conserver une grande part d’énergies fossiles et de conserver ses GO régionales. Pour éviter ce type de situation, il est nécessaire que ces pays exportateurs utilisent les GO émises dans leur pays. L’Allemagne serait donc contrainte à remplacer sa production d’énergie fossile par du renouvelable ou à remplacer ses GO régionales par des GO EECS (standard AIB)

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Comme chaque année depuis 2013, Observ’ER publie un baromètre de l’électricité provenant des énergies renouvelables en France pour l’année écoulée. Les données s’arrêtent au 30 septembre 2019. Comment se portent les différentes filières ? Allons-nous atteindre les objectifs définis par la PPE (Programmation Pluriannuelle de l’Énergie) ? Ce rapport tente de donner des éléments de réponses.

La capacité d’énergies renouvelables installées en France au 30 septembre 2019 a augmenté de 5,5% sur les douze derniers mois, passant de 51 128 MW à 53 918 MW. Ces installations ont permis de produire 111,14 TWh d’électricité verte sur cette période, représentant une hausse de 2,8% par rapport à 2018.

L’éolien terrestre continue sa croissance avec une augmentation de 12% de la capacité de production pour atteindre les 16 GW installés et ainsi valider les objectifs de la PPE de 2016 (15 GW en 2018). Le secteur reste aussi sur la même cadence que les trois années précédentes qui avaient enregistré une hausse moyenne de 1,6 GW par an (+1,7 cette année). Néanmoins, il faudrait une augmentation de la capacité de production de 2 GW par an pour répondre aux objectifs fixés par la nouvelle PPE en 2023 (24,1 GW).

Le parc photovoltaïque peine quant à lui à accélérer sa croissance avec seulement 7,9% de capacités de plus que 2018 (+10,7% en 2018 ; +13,2% en 2017) et 9 649 MW installés. Les objectifs sont pour le moment loin d’être atteints puisque la PPE de 2016 avait fixé 10 200 MW pour fin 2018. Les nouveaux objectifs pour 2023 sont de 35,6 GW minimum, ce qui demanderait une augmentation de 2 GW par an dès 2019. Depuis 2013, la filière n’augmente que de 700 à 1000 MW par an.

La filière hydraulique reste la principale source de production d’énergie renouvelable. Elle n’a en revanche pas d’objectif particulier, si ce n’est la maintenance des barrages. La biomasse est elle principalement utilisée pour la production de chaleur. Elle est très peu présente dans le secteur de l’électricité : 632 MW installés et un objectif de 800 MW pour fin 2023.

Les nouveaux paliers fixés par la dernière PPE sont ambitieux au regard de la situation actuelle et de l’évolution du mix de production sur les dernières années. La France va devoir accélérer sa transition énergétique notamment dans les secteurs éoliens et photovoltaïques afin d’y parvenir. Mais l’État, et donc les contribuables, risque de payer cette ambition au prix fort sans un signal positif des consommateurs.