C. UN SOUTIEN À LA COGÉNÉRATION QUI CONTINUE DE PROGRESSER MALGRÉ LA BAISSE DES TARIFS DE SOUTIEN
En combinant production de chaleur 81 ( * ) et d'électricité, les installations de cogénération, qu'elles utilisent le gaz naturel ou la biomasse comme combustible, présentent de meilleurs rendements énergétiques que les centrales électriques classiques. Lorsqu'elles alimentent des sites consommant de la chaleur en continu, elles présentent un profil de production d'électricité prévisible et régulier qui facilite l'équilibrage de l'offre et de la demande pour le système électrique et peuvent aussi contribuer à la sécurité d'approvisionnement électrique en produisant à la pointe. Elles contribuent enfin à réduire les émissions de CO 2 , y compris lorsqu'elles fonctionnent au gaz du fait de leur meilleur rendement, lorsqu'elles se substituent à un autre moyen de production fossile.
La cogénération biomasse contribuant au surplus au développement des énergies renouvelables , il a été décidé dans le cadre de l'actuelle programmation pluriannuelle de l'énergie d' encourager par appels d'offres le remplacement des cogénérations gaz par des cogénérations biomasse et de ne pas fixer d'objectif quantitatif de développement de nouvelles capacités fonctionnant au gaz.
Depuis l'expiration, fin 2016, de la prime transitoire rémunérant la disponibilité des installations de plus de 12 MW jusqu'à la mise en place du marché de capacité, le soutien public à la cogénération se décline donc désormais en :
- un arrêté tarifaire - guichet ouvert en obligation d'achat - pour les installations de cogénération à partir de gaz naturel de moins de 1 MW (pour un coût estimé à 160,6 millions d'euros en 2019, pour 7 015 GWh) ;
- un guichet ouvert pour les installations de méthanisation de moins de 500 MW (155,6 millions en 2019 pour 2 334 MWh) dont le seuil devrait être relevé à 1 GW ;
- un appel d'offres cogénération biogaz d'un volume de 10 MW pour les installations de puissance comprise entre 0,5 et 5 MW (900 000 euros pour 11,3 GW en 2019) qui devrait prochainement être supprimé ;
- un appel d'offre cogénération biomasse à hauteur de 50 MW par an, pour les installations de puissance comprise entre 0,3 et 25 MW dont 10 MW réservés à des projets de moins de 3 MW (459,1 millions pour 3 264 GWh en 2019).
En 2019, les dépenses continueront de progresser fortement (+13,1 % à 725 millions d'euros, après +21,9 % en 2018 et +18,1 % en 2017) alors qu'une stabilisation était attendue du fait de l'arrivée progressive à échéance des contrats les plus coûteux car bénéficiant d'un ancien régime tarifaire plus favorable et de la fin de la prime transitoire. L'évolution de la charge en 2019 s'expliquera en réalité par :
- la mise en service de nouvelles installations , à hauteur de 150 MW estimés pour l'hiver 2018/2019, qui fera plus que compenser la fin de près de 100 MW de contrats d'achat et dont l'ampleur est liée à un pic de demandes en 2016, par anticipation de l'évolution du mécanisme de soutien vers un dispositif de complément de rémunération, à un tarif moins avantageux ;
- une hausse de la rémunération moyenne de la filière (+12 % par rapport au coût moyen constaté en 2017, à 161 €/MWh estimés en 2019) qui tient notamment à l'augmentation du niveau de la taxe intérieure de consommation sur le gaz (TICGN) et des prix du gaz et du CO 2 , dont le mécanisme de soutien neutralise les effet pour les producteurs.
* 81 En général utilisée par injection dans un réseau de chaleur ou pour un processus industriel.