Art. , Arrêté du 3 novembre 2016 fixant les conditions d'achat et du complément de rémunération pour l'électricité produite par les installations de cogénération d'électricité et de chaleur valorisée à partir de gaz naturel implantées sur le territoire métropolitain continental et présentant une efficacité énergétique particulière

ANNEXE 2
TARIFS APPLICABLES AUX INSTALLATIONS MENTIONNÉES AUX 2O ET 3O DE L'ARTICLE 1ER

I. - Le montant du complément de rémunération applicable pendant l'hiver contractuel défini à l'article 10 est ainsi défini :

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Formule dans laquelle :

- E (en MWh) est la somme, sur les heures à prix spot positif ou nul sur la bourse de l'électricité EPEX Spot SE pour la zone France, des volumes d'électricité affectée par le gestionnaire de réseau pendant les 3 624 premières heures de fonctionnement pleine puissance de l'hiver contractuel, 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.
Ces volumes sont nets des consommations des auxiliaires nécessaires au fonctionnement de l'installation.
Ce plafond de 3 624 heures est diminué sur la durée de l'hiver contractuel de n prix négatifs, où n prix négatifs est calculé conformément au VIII de la présente annexe.
La production injectée pendant les heures à prix spot strictement négatif sur la bourse de l'électricité EPEX Spot SE pour la zone France n'est pas prise en compte pour le calcul de ce plafond de 3624 heures de production équivalente pleine puissance.

- Te (en €/MWh) est le tarif de référence défini au II de la présente annexe ;
- M0 (en €/MWh) est égal à la somme des éléments suivants, pour un hiver contractuel à cheval sur deux années N et N + 1 :
- 20 %* la moyenne arithmétique sur l'hiver contractuel des prix positifs et nuls pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l'électricité EPEX Spot SE pour la zone France ;
- 15 %* la moyenne arithmétique des prix positifs et nuls constatés sur EEX Power Derivatives du 1er août au 31 octobre de l'année N pour le produit M11 (mois de novembre) « France » de l'année N ;
- 15 %* la moyenne arithmétique des prix positifs et nuls constatés sur EEX Power Derivatives du 1er septembre au 30 novembre de l'année N pour le produit M12 (mois de décembre) « France » de l'année N ;
- 50 %* la moyenne arithmétique des prix positifs et nuls constatés sur EEX Power Derivatives du 1er janvier au 31 décembre de l'année N pour le produit Q1 (premier trimestre de l'année) « France » de l'année N + 1 ;
- Pgestion (en €/MWh) est la prime unitaire de gestion définie au V de la présente annexe ;
- Nbcapa (en MW) est le nombre normatif de garanties de capacité de l'installation défini au VI de la présente annexe ;
- Pref, capa (en €/MW) est le prix de marché de référence de la capacité défini au VI de la présente annexe.

Pour la suite de cette annexe, on définit les termes suivants :

- P (en MW) représente la puissance électrique de l'installation, telle qu'inscrite au contrat de complément de rémunération ;
- Pref_gaz (en €/MWh PCS) représente le prix de référence du gaz et est égal à la somme des éléments suivants, dont l'évolution au cours de la vie du contrat est prévu dans le contrat, en fonction notamment de l'évolution du niveau des taxes ou de modifications législatives afférentes :
- la moyenne mensuelle des prix day-ahead « end of day » (EOD). La valeur retenue est l'indice PEG EOD Nord ou TRS (Trading Region South) en fonction de la zone où est située l'installation, exprimé en €/MWh PCS ;
- le coût d'acheminement du gaz, en supposant un rendement électrique de 38 %, un NTR de 3,27, un abonnement au tarif T4, fonctionnant en continu sur la période d'hiver contractuel, disponible 95 % du temps, exprimé en €/MWh PCS. Ce coût d'acheminement pourra être ajusté en fonction des évolutions réglementaires.
- les taxes et les contributions applicables au 1er janvier de l'année en cours à l'installation concernée concernant l'achat de gaz, exprimées en €/MWh PCS ;
- le prix du permis d'émission de la tonne de dioxyde de carbone, uniquement pour les installations assujetties au régime de quotas d'émissions, en €/MWh PCS. Ce prix est égal à 0,12 tCO2/MWh PCS × Prix_marché_CO2, où Prix_marché_CO2 est égal à la moyenne des prix de clôture de l'EUA pour le contrat Dec N (N année en cours), tel que publié par ECX - ICE, les jours cotés, sous l'intitulé « ECX EUA Futures », exprimé en €/tCO2.
- Ep (sans dimension) représente le coefficient d'économie d'énergie primaire et est calculé conformément à la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relative à l'efficacité énergétique, sur la base du fonctionnement pendant la période d'hiver contractuel.

II. - Le tarif de référence Te, applicable pendant l'hiver contractuel tel que défini à l'article 10 et exprimé en €/MWh hors TVA, est égal à la somme de trois composantes définies ci-dessous :

- une rémunération proportionnelle ;
- une rémunération fonction du prix du gaz ;
- une rémunération fonction de l'économie d'énergie primaire.

Le niveau de ces composantes dépend de la date de demande complète de contrat :

- si la demande complète de contrat est effectuée avant le 31 décembre 2016, leur niveau est fixé selon les III. et IV. ci-dessous.
- si la demande complète de contrat est effectuée après le 31 décembre 2016, le terme de rémunération proportionnelle et le terme de rémunération fonction de l'économie d'énergie primaire tels que définis selon les III et IV ci-dessous sont indexés au 1er janvier de l'année de la demande par application du coefficient (0,99)n × K, où K est défini dans l'annexe 3 et n est le nombre d'années après 2016 (n = 0 pour 2016 et n = 1 pour 2017).

III. - Pour les installations mentionnées au 2° de l'article 1er, le niveau du tarif de référence Te est fixé selon le tableau ci-dessous.

IV. - Pour les installations mentionnées au 3° de l'article 1er, le niveau du tarif de référence Te est fixé selon le tableau du III ci-dessus, sauf pour la rémunération proportionnelle qui est fixée conformément au tableau ci-dessous, en fonction de la catégorie du programme d'investissement telle que définie à l'annexe 4.

V. - La valeur de la prime de gestion Pgestion est égale à 1 €/MWh.
VI. - Nbcapa est le nombre de garanties de capacité, exprimé en MW, égal à 80 % de la puissance électrique installée P inscrite au contrat. 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 prévues pendant l'année civile précédant l'année de livraison.
Par exception :

- pour la première année partielle du contrat de complément de rémunération, Pref capa est nul.
- pour la deuxième année du contrat de complément de rémunération, Pref capa est égal au prix observé lors de la dernière session d'enchères organisées pendant l'année civile précédant l'année de livraison.

VII. - Si le contrat de complément de rémunération prend effet en cours d'hiver contractuel, pendant le premier et le dernier hiver contractuel du contrat, le prix de marché de référence M0 est calculé tous les mois comme la moyenne arithmétique des prix spots positifs ou nuls sur le mois pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l'électricité EPEX Spot SE pour la zone France.
VIII. - Sur une année calendaire, au-delà des 70 premières heures, consécutives ou non, de prix strictement négatifs constatés pendant l'hiver contractuel sur la plate-forme de marché organisé français de l'électricité pour livraison le lendemain, une installation qui ne produit pas pendant les heures de prix négatifs intervenant pendant l'hiver contractuel reçoit une prime égale à Primeprix négatifs, définie ci-dessous :

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Formule dans laquelle :

- P correspond à la puissance électrique installée de l'installation, exprimée en MW ;
- Rproportionnelle est la rémunération proportionnelle définie au III ou au IV de cette annexe, exprimée en €/MWh ;
- nprix négatifs est le nombre d'heures durant l'hiver contractuel pendant lesquelles les prix constatés sur la plate-forme de marché organisé français de l'électricité pour livraison le lendemain ont été strictement négatifs au-delà des 70 premières heures de prix négatifs de l'année calendaire durant l'hiver contractuel et pendant lesquelles l'installation n'a pas injecté d'énergie.

Cette prime s'ajoute à la régularisation prévue à l'article R. 314-49 du code de l'énergie.
IX. - Pour les installations situées en métropole continentale souhaitant conclure un contrat d'achat de l'électricité produite avec un acheteur de dernier recours conformément à l'article 12, la rémunération applicable à cette électricité est égale, pendant la durée définie par le producteur conformément à l'article R. 314-54 du code de l'énergie, à :

0,8. Eelec.Te

Formule dans laquelle :

- Te est le tarif de référence défini en III ou IV de cette annexe, exprimé en €/MWh ;
- Eelec est le volume 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. Ces volumes sont nets des consommations des auxiliaires nécessaires au fonctionnement de l'installation.

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. 314-50 du code de l'énergie. Cette valorisation est calculée conformément au VI de la présente annexe.