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I – Dans le but de faciliter l’équilibre entre la production et la consommation d’énergie ainsi que réduire le coût pour le budget de l’État des périodes de prix négatifs sur les marchés de gros de l’électricité, en introduisant la possibilité d’arrêter la production des installations d’énergies renouvelables lorsque leur fonctionnement n’est pas économique, les contrats conclus en application du 1° ou du 2° de l’article L. 311‑12, des articles L. 314‑1 ou L. 314‑18 du code de l’énergie ainsi que des articles 8 ou 10 de la loi n° 2000‑108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité sont modifiés selon les dispositions du présent article.

II – Le présent II s’applique aux installations bénéficiant d’un contrat conclu en application du 1° de l’article L. 311‑12 ou de l’article L. 314‑1 du code de l’énergie, ainsi qu’aux installations bénéficiant d’un contrat conclu en application de l’article 8 ou de l’article 10 de la loi n° 2000‑108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité.

Les acheteurs mentionnés aux articles L. 314‑1 et L. 314‑6-1 du code de l’énergie peuvent demander au producteur l’arrêt ou la limitation de la production de tout ou partie des installations de production lorsque cet arrêt permet de réduire les surcoûts mentionnés au 1° de l’article L. 121‑7 du code de l’énergie, en ce compris la compensation mentionnée au troisième alinéa du présent II. Le ministre chargé de l’énergie fixe par arrêté, après avis de la Commission de régulation de l’énergie, la liste et les caractéristiques des installations soumises à cette obligation en tenant compte notamment de la puissance des installations et de leur filière, ainsi que les conditions et les modalités dans lesquelles les acheteurs peuvent effectuer cette demande.

Si le producteur procède à l’arrêt ou à la limitation de la production à la suite d’une telle demande, le producteur est compensé financièrement par l’acheteur selon des modalités définies par ce même arrêté. Le montant de la compensation dépend notamment de la puissance de l’installation, de la durée de l’arrêt demandé, d’un coefficient représentatif d’une estimation du facteur de charge sur la période de l’arrêt demandé, de la proportion de la production dont l’arrêt est demandé et du tarif d’achat défini par le contrat. 

Si le producteur ne procède pas à l’arrêt ou à la limitation de la production à la suite d’une telle demande, le producteur ne bénéficie ni du tarif d’achat ni de la compensation. Le respect de la demande d’arrêt ou de limitation de la production est apprécié avec un seuil de tolérance fixé par arrêté du ministre chargé de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie.

Les dispositions du présent II s’appliquent à compter d’une date fixée par arrêté après avis de la Commission de régulation de l’énergie, y compris aux contrats mentionnés au premier alinéa conclus avant cette date.

III. – Le présent III s’applique à tous les contrats conclus en application du 1° de l’article L. 311‑12 ou de l’article L. 314‑1 du code de l’énergie, ainsi qu’aux installations bénéficiant d’un contrat conclu en application de l’article 8 ou de l’article 10 de la loi n° 2000‑108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l’électricité. Il ne s’applique pas aux contrats des installations situées dans les zones non-interconnectées.

1° ) Les contrats ne font pas obstacle à la participation de l’installation aux services nécessaires au fonctionnement des réseaux publics de transport et distribution mentionnés aux articles L. 321‑11 et L. 322‑9 du code de l’énergie ainsi qu’au mécanisme d’ajustement défini à l’article L. 321‑10 du code de l’énergie.

2° ) Lorsque les méthodes mentionnées à l’article L. 321‑14 du code de l’énergie prévoient la correction du périmètre d’équilibre de l’acheteur, consécutivement à un déséquilibre résultant d’une baisse de production demandée par un gestionnaire de réseau public, le volume d’électricité correspondant à cette correction est rémunéré au producteur par l’acheteur obligé au tarif défini par le contrat.

Pour l’application du 2° , le gestionnaire du réseau public de transport d’électricité communique à l’acheteur le volume d’électricité correspondant à la correction effectuée pour chaque producteur. Les modalités de cette correction peuvent être définies par arrêté du ministre chargé de l’énergie.

Les dispositions du 2° du présent III s’appliquent à compter d’une date fixée par arrêté du ministre chargé de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, y compris aux contrats mentionnés au premier alinéa conclus avant cette date.

IV. – Le présent IV s’applique à tous les contrats conclus en application du 2° de l’article L. 311‑12 ou de l’article L. 314‑18 du code de l’énergie.

1° ) Pour l’application de la clause prévoyant le versement d’une prime au producteur s’il ne produit pas d’électricité lorsque le cours au comptant est strictement négatif sur la plateforme de marché organisé français de l’électricité pour livraison le lendemain, les heures au cours desquelles le cours au comptant est strictement négatif mais supérieur à un seuil fixé par arrêté du ministre chargé de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie sont prises en compte dans le calcul de la prime, même si l’installation produit au cours de ces heures.

Pour l’application de la même clause, l’absence de production de l’installation pour le versement de la prime est appréciée avec un seuil de tolérance fixé par arrêté du ministre chargé de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie.

Les dispositions du présent 1° ) s’appliquent à compter d’une date fixée par arrêté du ministre chargé de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, y compris aux contrats mentionnés au premier alinéa du présent IV conclus avant cette date.

2° ) Le volume d’électricité relatif à l’installation affectée au périmètre d’équilibre, comprenant d’éventuelles corrections d’un écart prévues par les méthodes mentionnées à l’article L. 312‑14, est pris en compte pour le calcul du complément de rémunération d’une part et pour celui de la prime versée lorsque le cours au comptant sur la plateforme de marché organisé français de l’électricité pour livraison le lendemain est strictement négatif d’autre part.

Les dispositions du présent 2° ) s’appliquent à compter d’une date fixée par arrêté du ministre chargé de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie, y compris aux contrats mentionnés au premier alinéa du présent IV conclus avant cette date.

3° ) Toute mention de « la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France » figurant dans les contrats conclus en application du 2° de l’article L. 311‑12 ou de l’article L. 314‑18 du code de l’énergie est remplacée par les termes « la plateforme de marché organisé français de l’électricité pour livraison le lendemain ».

Les dispositions du présent 3° ) s’appliquent à compter du 1^er janvier 2025, y compris aux contrats mentionnés au premier alinéa du présent IV conclus avant cette date.

Les épisodes de prix spot négatifs deviennent de plus en plus fréquents sur le marché de gros de l’électricité. Ils surviennent lorsque le volume offert à prix négatif sur l’enchère spot suffit à couvrir intégralement la demande. Ces offres peuvent être émises par les exploitants de centrales thermiques, pour lesquels l’arrêt représente un coût, ou par les acheteurs, qui achètent la production des sites en obligation d’achat à un tarif fixe et qui revendent ces volumes « à tout prix » sur l’enchère spot. Dans son architecture actuelle, le mécanisme d’obligation d’achat participe ainsi à aggraver la profondeur et la fréquence de ce phénomène, qui peut engendrer des difficultés pour équilibrer le système électrique et engendre de surcroit un surcoût pour l’État s’agissant de la production sous obligation vendue au prix spot par les acheteurs obligés, compensés au titre de la contribution au service public de l’électricité (CSPE).

Pour les contrats passés (« stock »), le présent amendement propose des solutions pour atténuer la fréquence et l’intensité de ces épisodes de prix négatifs en introduisant diverses mesures de flexibilité pour les énergies renouvelables (EnR).

Le I permet d’expliciter le fait que la mesure aura des conséquences directes et positives sur le budget de l’État, en permettant l’arrêt des installations de production d’énergies renouvelables lorsque leur production n’est pas économique, et donc en limitant le soutien budgétaire à ces installations. Les installations concernées sont à la fois celles bénéficiant de l’obligation d’achat et celles bénéficiant d’un contrat de complément de rémunération. Les principales filières concernées seront l’éolien en mer, les grands parcs éoliens terrestres et les grands parcs photovoltaïques.

Le II donne la possibilité aux acheteurs (EDF OA et les entreprises locales de distribution et les organismes agréés) des productions bénéficiant de l’obligation d’achat, afin de diminuer leurs coûts, de demander aux producteurs d’arrêter tout ou partie de leurs installations ou de limiter leur production. En effet, les acheteurs de ces productions sont aujourd’hui amenés à vendre l’électricité « à tout prix » sur le marché spot, ce qui entraîne une double dépense pour l’État via les charges de service public de l’électricité : l’octroi du tarif au producteur d’une part, et le paiement du prix négatif sur le marché pour écouler la production d’autre part.

Les producteurs qui procèderont effectivement à l’arrêt ou à la limitation de leur production recevront une compensation financière. Dans le cas contraire, ils ne pourront toucher ni le tarif d’achat initialement prévu par leurs contrats, ni la compensation financière. Les installations concernées seront précisées dans un arrêté qui fixera des critères. Ces derniers porteront notamment sur la puissance des installations et leur filière de production. Cet arrêté précisera les conditions et les modalités dans lesquelles les acheteurs peuvent effectuer cette demande.

Le III permet de faciliter la participation des installations d’énergie renouvelable en obligation d’achat au mécanisme d’ajustement et aux services de flexibilité utiles pour le système électrique. La modification proposée permettrait aux installations EnR d’être plus compétitives sur le mécanisme d’ajustement en proposant un prix correspondant uniquement à leurs coûts d’ajustement (coûts variables éventuellement majorés de leurs coûts d’arrêt), ce qui permettra de réduire les coûts globaux d’ajustement du système électrique. Ainsi, dans le cas où une baisse de la production serait demandée par le gestionnaire du réseau de transport, le producteur concerné recevrait le tarif d’achat dont il aurait bénéficié s’il avait produit de la part de l’acheteur obligé et du revenu issu du mécanisme d’ajustement de la part de RTE. Cette évolution pourra entrainer une dépense supplémentaire pour le budget de l’État mais sera bénéficiaire pour la collectivité en réduisant les coûts d’équilibrage du système électrique.

Le IV apporte plusieurs précisions au dispositif de prise en compte des heures de prix négatifs dans les contrats de complément de rémunération. Le 1° permet à un producteur de bénéficier de la prime prix négatifs même s’il continue de produire pendant les heures où les prix sont « légèrement » négatifs, pour optimiser l’équilibrage du système. Le 2° incitera les producteurs des installations d’énergie renouvelable en complément de rémunération à proposer des offres sur le mécanisme d’ajustement correspondant à leurs coûts réels d’ajustement. Dans le cas où une baisse de la production serait demandée par le gestionnaire du réseau de transport, le calcul du complément de rémunération se fera sur le volume corrigé (incluant le volume d’électricité non produite). Dans le cas où une installation est arrêtée pour cause de prix négatifs mais qu’elle est activée à la hausse dans le cadre du mécanisme d’ajustement, cette installation bénéficiera de la prime « prix négatifs ». Le 3° permet d’introduire dans les contrats la notion plus générique de « plateforme de marché organisé français de l’électricité pour livraison le lendemain », afin de garantir la continuité du recours à l’une de ces plateformes et de fiabiliser le calcul des compléments de rémunération et leur versement aux producteurs.

Il est estimé que les heures de prix négatifs vont coûter 30 M€ à l’État en 2024 – et ce uniquement en comptant la part « négative » du prix de marché. L’amendement ici proposé permettra de réduire en 2025 ce coût pour l’État d’une somme estimée à 5 M€, car la mesure prendra un certain temps pour être mise en place.