ANNEXES
ANNEXE I
CONDITIONS DU COMPLÉMENT DE RÉMUNÉRATION
On note Pmax la puissance électrique installée de l'installation exprimée en MW.
I. - Conditions du complément de rémunération
Le complément de rémunération et ses composantes sont définis conformément au paragraphe 3 de la sous-section 3 de la section 1 du chapitre IV du titre Ier du livre III de la partie réglementaire du code de l'énergie.
Les coefficients n et i, mentionnés à l'article R. 314-33, sont pris égaux à 1.
Le complément de rémunération est égal à CR, défini ci-dessous pour une année civile :
CR = Eelec (Te - M0 + Pgestion) - Nbcapa. Prefcapa
Formule dans laquelle :
A. Eelec, la somme annuelle sur les heures à cours comptant (« prix spot ») positif ou nul pour livraison le lendemain sur la plateforme de marché organisé français de l'électricité, des volumes d'électricité affectée par le gestionnaire de réseau, le cas échéant par une formule de calcul de pertes ou une convention de décompte, au périmètre d'équilibre désigné par le producteur pour la production de son installation, le cas échéant, hors corrections, pour le calcul de l'écart mentionné à l'article L. 321-14 du code de l'énergie, liées à la participation de l'installation aux services nécessaires au fonctionnement du réseau ou au mécanisme d'ajustement. Ces volumes sont nets des consommations des auxiliaires nécessaires au fonctionnement de l'Installation en période de production.
B. Le tarif de référence (Te), exprimé en €/MWh, mentionné à l'article R. 314-37, est défini conformément aux dispositions de l'annexe III du présent arrêté. Cette annexe fixe également la valeur du coefficient α défini à l'article R. 314-36.
C. En application de l'article R. 314-38, le coefficient M0 est le prix de marché de référence, il est égal à la moyenne arithmétique sur l'année civile des prix à cours comptant positifs et nuls pour livraison le lendemain constatés sur la plateforme de marché organisé français de l'électricité, exprimé en €/MWh.
Pendant la première et la dernière année civile du contrat de complément de rémunération, le prix de marché de référence M0 est calculé tous les mois comme la moyenne arithmétique des prix à cours comptant positifs et nuls pour livraison le lendemain constatés sur la plateforme de marché organisé français de l'électricité.
D. Pgestion est la prime unitaire de gestion, mentionnée à l'article R. 314-41 du code de l'énergie. Elle est égale à 1 €/MWh sur l'ensemble de la durée de vie du contrat.
E. Les coefficients Nbcapa et Prefcapa définis à l'article R. 314-40 sont déterminés comme suit :
- Nbcapa est le nombre normatif de garanties de capacités, exprimé en MW, défini pour une année civile comme suit :
Nbcapa = 0,8 . Pmax
- Prefcapa est le prix de marché de la capacité, exprimé en €/MW, défini comme la moyenne arithmétique des prix observés lors des sessions d'enchères organisées pendant l'année civile précédant l'année de livraison et concernant cette même année de livraison.
Si la date de prise d'effet du contrat de complément de rémunération n'est pas un 1er janvier, Pref capa est nul pendant cette année civile incomplète.
Pour la première année civile complète du contrat de complément de rémunération, Pref capa est égal au prix observé lors de la dernière session d'enchères organisée pendant l'année civile précédant l'année de livraison et concernant cette même année de livraison.
F. En application de l'article R. 314-39, sur une année civile, au-delà des 70 premières heures, consécutives ou non, de prix spots strictement négatifs pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l'électricité EPEX Spot SE pour la zone France, une installation qui ne produit pas pendant les heures de prix négatifs reçoit une prime égale à Primeprix négatifs, définie ci-dessous :
Primeprix négatifs = Pmax. T. nprix négatifs
Formule dans laquelle :
- T est le tarif de référence (Te) défini en III de cette annexe, exprimé en €/MWh ;
- nprix négatifs est le nombre d'heures pendant lesquelles les prix à cours comptant pour livraison le lendemain constatés sur la plateforme de marché organisé français de l'électricité ont été strictement négatifs au-delà des 70 premières heures de prix négatifs de l'année civile et pendant lesquelles l'installation n'a pas injecté d'énergie. nprix négatifs est plafonné pour une année civile donnée selon la condition suivante :
nprix négatifs ≤ 6000 - (Eelec / Pmax)
Cette prime s'ajoute à la régularisation prévue à l'article R. 314-47 du code de l'énergie.
Pour l'application du plafonnement mentionné à l'article 9, le nombre d'heures de fonctionnement en équivalent pleine puissance est augmenté sur la durée du contrat de la quantité nprix négatifs.
ANNEXE II
CONDITIONS D'ACHAT
On note Eelec, les volumes d'électricité affectée par le gestionnaire de réseau, le cas échéant via une formule de calcul de pertes ou une convention de décompte, au périmètre d'équilibre désigné par le producteur pour la production de son installation, le cas échéant, hors corrections, pour le calcul de l'écart mentionné à l'article L. 321-14 du code de l'énergie, liées à la participation de l'installation aux services nécessaires au fonctionnement du réseau ou au mécanisme d'ajustement. Ces volumes sont nets des consommations des auxiliaires nécessaires au fonctionnement de l'installation.
Le tarif d'achat applicable à Eelec est égal à Te, tarif de référence défini à l'annexe III.
ANNEXE III
TARIF DE RÉFÉRENCE TE
I. - Le tarif de référence Te, exprimé en €/MWh hors TVA, est défini comme suit :
Te = α . L . TDCC
Formule dans laquelle :
A. Le coefficient α est égal à 1.
B. L est un coefficient d'indexation du niveau de tarif de référence Te au cours du contrat. Cette indexation s'effectue annuellement au premier janvier.
Pour les installations mentionnées aux points 1° et 3° de l'article 1er, le coefficient d'indexation L est défini de la façon suivante :
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Pour les installations mentionnées aux points 2° et 4° de l'article 1er, le coefficient d'indexation L est défini de la façon suivante :
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Formules dans lesquelles :
1° ICHTrev-TS1 est la dernière valeur définitive connue au premier janvier de chaque année de l'indice du coût horaire du travail révisé (tous salariés) dans les industries mécaniques et électriques ;
2° FM0ABE0000 est la dernière valeur définitive connue au premier janvier de chaque année de l'indice des prix à la production de l'industrie française pour le marché français pour l'ensemble de l'industrie ;
3° ICHTrev-TS10 et FM0ABE00000 sont les dernières valeurs définitives des indices ICHTrev-TS1 et FM0ABE0000 connues à la date de prise d'effet du contrat.
C. TDCC est le niveau de tarif de base, exprimé en €/MWh.
a) Pour les installations mentionnées aux points 1° et 3° de l'article 1er, la valeur de TDCC est fixe sur la durée du contrat. Elle est déterminée conformément aux dispositions de l'annexe IV en fonction de la puissance Pmax, définie conformément au tableau ci-dessous et de la date d'envoi par le producteur au cocontractant de la demande complète de contrat telle que définie à l'article 6 du présent arrêté.
|
Valeur de Pmax [MW] |
Valeur de TDCC à la date de publication du présent arrêté [€/MWh] |
|---|---|
|
Pmax ≤ 0,5 |
138,9 |
|
Pmax ≥ 1,2 |
96,1 |
Les valeurs intermédiaires sont déterminées par interpolation linéaire.
b) Pour les installations mentionnées aux points 2° et 4° de l'article 1er, la valeur de TDCC est fixe sur la durée du contrat. Elle est déterminée conformément aux dispositions de l'annexe IV en fonction de la puissance Pmax, définie conformément au tableau ci-dessous et de la date d'envoi par le producteur au cocontractant de la demande complète de contrat telle que définie à l'article 6 du présent arrêté.
|
Valeur de Pmax [MW] |
Valeur de TDCC à la date de publication du présent arrêté [€/MWh] |
|---|---|
|
Pmax ≤ 0,5 |
103,7 |
|
Pmax ≥ 1,2 |
76,1 |
Les valeurs intermédiaires sont déterminées par interpolation linéaire.
D. A compter du 1er janvier 2019, la valeur de TDCC diminue de 0,5 % à l'issue de chaque trimestre.
II. - A compter du 1er janvier 2021 ou dès lors que la somme des puissances installées Pmax figurant dans les demandes complètes de contrat déposées au titre du 1° et 3° de l'article 1er du présent arrêté atteint 60 MW, le tarif de référence Te applicable aux nouvelles demandes complètes de contrat déposées au titre du 1° et 3° de l'article 1er du présent arrêté, exprimé en €/MWh hors TVA, est alors défini comme suit :
a) Dans le cas des installations mentionnées au 3° de l'article 1er, Te est nul ;
b) Dans le cas des installations mentionnées au 1° de l'article 1er, Te = (M0 - Pgestion), où M0 et Pgestion sont définis conformément à l'annexe I.
ANNEXE IV
CONDITIONS RELATIVES AU PROGRAMME D'INVESTISSEMENT
I. - Catégories d'investissement
Les investissements mentionnés à l'article 4 vérifient les conditions définies dans le tableau ci-dessous :
|
Valeur minimale du cumul des investissements, pris parmi ceux listés dans le II ci-après |
|
|---|---|
|
Pmax ≤ 0,5 |
1 490 euros par kilowatt électrique installé |
|
Pmax ≥ 1,2 |
800 euros par kilowatt électrique installé |
Les valeurs intermédiaires sont déterminées par interpolation linéaire.
La puissance considérée est la puissance électrique installée initiale de l'installation, avant réalisation du programme d'investissement.
II. - Définition des investissements retenus pour la détermination du rapport : investissement par kilowatt installé
Les travaux ou investissements relevant d'obligations légales ne sont pas pris en compte.
Etudes techniques et montage du dossier
Frais d'études avec dossier d'autorisation.
Frais de suivi, essais et réception.
Assurances.
Intérêts intercalaires.
Ouvrages de génie civil
Travaux de démolition ou de modification des ouvrages de génie civil existants.
Travaux de terrassement pour les ouvrages à réaliser.
Unité architecturale : modification du bâtiment, agrandissement ou modification du plancher machine, raccordement des bâtiments entre eux.
Travaux d'aménagement des voiries et réseaux divers.
Travaux d'isolation phonique : modification ou remplacement de l'enceinte acoustique.
Groupe de production (moteur ou turbine à gaz naturel) hors alternateur.
Remplacement, rénovation ou modification du (des) groupe(s).
Remplacement, rénovation ou modification du matériel de couplage, réduction de vitesse.
Travaux et interventions nécessaires à l'installation ou à la modification d'un nouveau groupe.
Remplacement, rénovation ou modification des postes « lubrification » et « réfrigération ».
Remplacement, rénovation ou modification des équipements de contournements et des surchauffeurs et aéro-refroidisseurs éventuels.
Remplacement, rénovation ou modification du compresseur gaz.
Remplacement, rénovation ou modification des équipements de récupération de chaleur.
Remplacement, rénovation ou modification des équipements auxiliaires du groupe de production : pompes, vannes, tuyauteries, etc.
Alternateur
Achat ou rebobinage complet de nouvel(aux) alternateur(s).
Travaux nécessaires à l'installation de nouvel(aux) alternateur(s).
Eléments de chaudière indispensables à la production d'électricité
Remplacement ou installation d'éléments de chaudière indispensables à la production d'électricité.
Remplacement ou installation d'équipements de sécurité, de commandes et de métrologie.
Organes électriques
Remplacement, rénovation ou modification des équipements électriques associés à la production d'électricité.
Remplacement ou rénovation du (des) transformateur(s) associé(s) à la production d'électricité.
Remplacement ou rénovation de nouvelle(s) cellule(s) associée(s) à la production d'électricité.
Organes de sécurité et de comptage
Remplacement, rénovation ou modification d'organes de sécurité (sondes, détecteurs, alarmes, signalisations, rampes, escaliers, caillebotis, etc.).
Remplacement, rénovation ou modification d'organes de comptage (compteurs, dispositifs de comptage, etc.).
Régulation
Remplacement, rénovation ou modification d'armoire(s) de contrôle et de régulation de l'installation, dont automate et régulateurs, interfaces de programmation et de contrôle, etc.).
Remplacement, rénovation ou modification du système de gestion de valorisation de l'électricité produite.
Autres
Remplacement, rénovation ou modification d'échangeur(s) avec le réseau de distribution.
Achat, rénovation ou modification d'équipements de préparation de l'eau déminéralisée (nécessaire à la production d'électricité).
ANNEXE V
CONDITIONS D'ACHAT DE DERNIER RECOURS
Lorsque le producteur bénéficie d'un contrat d'achat avec l'acheteur de dernier recours conformément à l'article 14 du présent arrêté, la rémunération applicable à Eelec, définie à l'annexe II, est égale à R défini ci-dessous, pendant la durée définie par le producteur conformément à l'article R. 314-52 du code de l'énergie :
R = 0,8. Eelec. Te
Formule dans laquelle Te est le tarif de référence défini conformément aux dispositions de l'annexe III, exprimé en €/MWh.
L'acheteur de dernier recours ne se subroge pas au producteur pour la valorisation des garanties de capacités. La déduction de la valorisation des garanties de capacité s'effectue à la fin de l'année conformément à l'article R. 314-48 du code de l'énergie. Cette valorisation est calculée conformément au E de l'annexe I.
ANNEXE VI
PRESCRIPTIONS RELATIVES À L'APPROVISIONNEMENT DE L'INSTALLATION
Chaque année contractuelle, l'installation peut consommer une fraction d'énergie non renouvelable pour des nécessités techniques lors de phases de démarrage ou pour assurer une certaine stabilité à la combustion. Cette fraction d'énergie ne peut être supérieure à l'énergie autoconsommée par l'installation de production pour les besoins de son fonctionnement (fonctionnement des moteurs, aspiration du biogaz, aéroréfrigérants, etc.) et ne peut en aucun cas dépasser 10 % de la quantité totale d'énergie entrant dans l'installation, le calcul étant réalisé sur la base du pouvoir calorifique inférieur des intrants.
Lorsque pour une année donnée, la fraction d'énergie non renouvelable F est supérieure aux seuils susmentionnés, la fraction de la quantité d'énergie correspondante à (F % - seuil susmentionné %) de la quantité totale d'énergie produite est achetée par le co-contractant au prix M0i annuel défini par la Commission de régulation de l'énergie en application de l'article R. 314-46 du code de l'énergie pour cette même année.
Sur demande du producteur, devant être renouvelée annuellement, la période de calcul de la fraction d'énergie non renouvelable peut être réduite aux seuls mois durant lesquels une production en continu ou non d'électricité a eu lieu. Dans ce cas, la quantité d'énergie prise comme référence est celle consommée sur l'ensemble du mois concerné.
En cas de dépassement du seuil prévu au premier alinéa, le préfet en informe le cocontractant concerné qui procède à la régularisation de la rémunération versée au titre de l'année écoulée.
ANNEXE VII
ÉTUDE DU GESTIONNAIRE DE RÉSEAU DE DISTRIBUTION DE GAZ
Pour les installations situées sur une commune desservie par un réseau public de distribution de gaz naturel et de puissance électrique installée supérieure ou égale à 300 kW, le producteur transmet au cocontractant :
- une étude de préfaisabilité d'une valorisation énergétique en injection du biogaz produit par l'installation, datée de moins de 24 mois, réalisée par le gestionnaire de réseau de distribution de gaz de la commune où est situé le projet ;
- ou, en l'absence de réponse du gestionnaire de réseau de distribution de gaz de la commune où est situé le projet dans un délai de quinze jours ouvrés à compter de la date de réception de la demande complète d'étude, la preuve de l'envoi d'une demande de préfaisabilité adressée à ce dernier.
En l'absence de réponse du gestionnaire de réseau de distribution de gaz de la commune où est situé le projet dans le délai imparti, l'étude du gestionnaire de réseau de distribution de gaz est réputée défavorable.
Pour obtenir l'étude de préfaisabilité, le producteur adresse une demande d'étude de préfaisabilité au gestionnaire de réseau de distribution de gaz de la commune où est situé le projet, par voie postale ou par voie dématérialisée.
Cette demande comporte :
1. Les éléments 1° à 4° définis à l'article 7 du présent arrêté ;
2. L'identité du cocontractant et ses coordonnées ;
3. L'estimation du débit nominal de biométhane de l'installation en Nm3/h tenant compte du débit nominal de biogaz.
La charge de la preuve de l'envoi de la demande d'étude de préfaisabilité repose sur le producteur en cas de litige.
Le gestionnaire de réseau de distribution de gaz naturel de la commune où est situé le projet réalise l'étude de préfaisabilité. Cette étude comprend :
- une évaluation de l'adéquation entre le débit nominal de l'installation et la capacité d'injection disponible ;
- une estimation du coût pour le raccordement de l'installation au réseau de gaz, au regard de l'emplacement des installations et du débit de biométhane attendu ;
- le cas échéant, l'engagement du gestionnaire de réseau de distribution pour une période de 24 mois que tout devis ultérieur de raccordement de cette installation au réseau de gaz, au regard du débit attendu, sera inférieur aux plafonds indexés par le coefficient K à la date d'émission du devis définis ci-dessous :
|
Valeur de Pmax [MW] |
Débit de biogaz correspondant attendu [Nm3/h] |
Plafond [€] |
|---|---|---|
|
0,3 |
60 |
430000 |
|
0,5 |
100 |
460000 |
|
0,8 |
165 |
525000 |
|
1 |
210 |
575000 |
|
1,5 |
315 |
775000 |
|
2 |
415 |
1100000 |
|
5 |
1050 |
1200000 |
|
12 |
2500 |
1200000 |
Les valeurs intermédiaires des plafonds sont calculées par interpolation linéaire.
Le coefficient K est défini de la façon suivante :
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Formule dans laquelle :
1° ICHTrev-TS1 est la dernière valeur définitive connue au premier novembre de chaque année de l'indice du coût horaire du travail révisé (tous salariés) dans les industries mécaniques et électriques ;
2° FM0ABE0000 est la dernière valeur définitive connue au premier novembre de chaque année de l'indice des prix à la production de l'industrie française pour le marché français pour l'ensemble de l'industrie ;
3° ICHTrev-TS10 et FM0ABE00000 sont les dernières valeurs définitives des indices ICHTrev-TS1 et FM0ABE0000 connues à la date de publication du présent arrêté.
L'étude de préfaisabilité est transmise dans un délai de quinze jours ouvrés par voie postale ou par voie dématérialisée au producteur et au cocontractant à compter de la date de réception de la demande complète d'étude. La charge de la preuve de l'envoi de l'étude de préfaisabilité repose sur le gestionnaire de réseau de distribution de gaz de la commune où est situé le projet en cas de litige.