Dernière mise à jour le 14.06.2018
gaz & electricité

Transition énergétique dans les ZNI

Certains territoires ne sont pas connectés au réseau d’électricité continental (ou de façon limitée dans le cas de la Corse) : ils sont considérés comme des zones non interconnectées (ZNI).

Ces zones regroupent notamment :

  • la Corse ; 
  • les départements et régions d’outre-mer (Guadeloupe, La Réunion, Mayotte) ;
  • les collectivités territoriales (Martinique, Guyane)
  • certaines collectivités d’outre-mer (Saint-Pierre-et-Miquelon, Wallis et Futuna notamment), 
  • l’île anglo-normande de Chausey.

La Nouvelle Calédonie et la Polynésie française, par leurs statuts particuliers, ne sont pas considérées comme des ZNI.

 

Des spécificités énergétiques, un traitement particulier

Des coûts de production élevés

Les caractéristiques climatiques et géographiques des ZNI ainsi que la petite taille de leurs systèmes électriques créent de fortes contraintes pour le mix énergétique, la gestion du réseau électrique et l’approvisionnement. 

Elles justifient de recourir à des solutions technologiques adaptées et entraînent des coûts de production plus élevés qu’en métropole : ils atteignent 290 €/MWh en moyenne en 2016.

Ces coûts varient fortement d’un territoire à l’autre selon les caractéristiques du parc de production et du réseau. 

Des coûts très élevés de production électrique

La péréquation tarifaire au service de la solidarité nationale

En vertu du principe de péréquation à l’échelle nationale, les consommateurs paient un niveau de facture d'électricité identique à celui de la France continentale : les surcoûts structurels entre coûts de production et recettes tarifaires des fournisseurs historiques sont compensés au titre des charges de service public de l’énergie (CSPE).

Jusqu’en 2015, celles-ci étaient financées par une contribution spécifique payée par tous les consommateurs d’électricité nationaux. Depuis, le financement est budgétisé et repose sur tous les contribuables1, pour un montant annuel de 1,7 Md€ environ en 2016.

Un cadre réglementaire particulier

Les dispositions du Troisième paquet énergie de 2009 ont établi un cadre dérogatoire pour les « petits réseaux isolés ». En particulier, les États membres de l’Union européenne peuvent décider de ne pas appliquer la règle de dissociation des gestionnaires de réseaux aux entreprises intégrées d’électricité qui approvisionnent de tels réseaux. La loi française a progressivement décliné la notion de « petit réseau isolé » et les dérogations afférentes, à travers notamment la notion de zones non interconnectées au réseau métropolitain continental.

Ainsi, les opérateurs historiques : Électricité de Mayotte (EDM), Eau et Électricité de Wallis et Futuna (EEWF) et EDF Systèmes énergétiques insulaires (EDF SEI) dans les autres ZNI sont à la fois producteurs, gestionnaires de réseau et fournisseurs. 

D’autres producteurs opèrent sur ces territoires et vendent leur électricité aux opérateurs historiques dans le cadre de contrats d’achat conclus en application d’arrêtés tarifaires, d’appels d’offres ou de contrats de gré à gré. En 2016, ces producteurs assuraient 68 % de la production des ZNI.

Une politique énergétique guidée par les programmations pluriannuelles de l’énergie (PPE)

La loi de transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) a mis en place des PPE propres à chaque ZNI. Co-élaborées par le gouvernement et les autorités locales, elles constituent l’outil de pilotage de la politique énergétique et associent les collectivités locales à la politique énergétique de leurs territoires. 

Les collectivités peuvent demander au ministre chargé de l’Énergie de lancer un appel d’offres ou à la CRE d'analyser une disposition tarifaire si le rythme de développement de la filière concernée n’est pas en adéquation avec les objectifs de la PPE.

 

Les grands enjeux de la transition énergétique dans les ZNI

Territoires isolés du réseau électrique de la France continentale, les ZNI assurent l'essentiel de leur fourniture électrique avec des énergies fossiles importées (gaz, fioul, charbon), complétées le cas échéant par des énergies renouvelables locales.

Elles font face au défi de leur transition énergétique et ont mis le cap sur le développement des énergies renouvelables et sur l'autonomie énergétique.

La loi de transition énergétique pour la croissance verte leur a fixé des objectifs ambitieux :

  • couvrir avec des énergies renouvelables 50 % de leur mix énergétique en 2020 ;
  • parvenir à l’autonomie énergétique en 2030. 

Un mix électrique majoritairement basé sur les énergies fossiles (2016)

Pour l’électricité, passer d’un système carboné à un système reposant sur des énergies renouvelables soulève toutefois d’importantes questions techniques et économiques. 

  • Les centrales thermiques ont récemment fait l'objet d'importants investissements. Dans ce contexte, une attention particulière doit être portée à l’adéquation de l’évolution du parc de production avec la consommation et la durée de vie des unités de production afin d'éviter une situation de surcapacité durable et les importants coûts échoués qui en découleraient.
  • De plus, intégrer des énergies renouvelables intermittentes aux systèmes électriques de petite taille des ZNI nécessite des solutions adaptées pour maintenir l’équilibre entre l’offre et la demande d'électricité. Une des solutions est de déployer des installations de stockage centralisées, pilotées par le gestionnaire de réseau.
  • Les projets d’énergies renouvelables doivent aussi faire en priorité appel à des technologies matures et maîtrisées, à la fois pour contenir la dépense publique et assurer la sécurité du système électrique.

La priorité est aussi donnée à la maîtrise de la consommation d’électricité. L'importance des coûts de production justifie :

  • des actions volontaristes de maîtrise de la demande d’électricité ;
  • l’envoi de signaux tarifaires pertinents pour inciter à limiter les consommations en périodes de pointe.

 

Les missions et les principales recommandations de la CRE

Dans le contexte particulier des ZNI, la CRE exerce plusieurs missions.

Calculer les charges de service public de l’énergie 

La CRE évalue chaque année le montant des charges de service public prévisionnelles à financer pour l’année suivante. Les surcoûts de production et les surcoûts d’achat supportés par EDF SEI, EDM et EEWF au titre de la péréquation tarifaire en font partie.

Analyser la pertinence des mécanismes de soutien aux énergies renouvelables 

Pour soutenir le développement de la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, les pouvoirs publics français recourent principalement à trois instruments économiques : l’obligation d’achat, les appels d’offres et les contrats de gré à gré. 
La CRE recommande dans ces territoires le recours privilégié à des contrats de gré à gré, sauf pour la filière photovoltaïque pour laquelle un soutien par arrêté (petite puissance) ou par appel d’offres (grande puissance) est pertinent.

Évaluer le niveau de compensation des unités de production d’électricité

La CRE évalue le coût normal et complet (CNC) des nouvelles unités de production, tant pour les producteurs tiers que pour les fournisseurs historiques, afin de définir le niveau de compensation dont ils bénéficieront dans le cadre des contrats de gré à gré.

Le CNC correspond au coût de production et d’exploitation d’une unité de production permettant :

  • d’apporter la solution la plus économique pour satisfaire les besoins du système électrique identifiés dans le bilan prévisionnel du gestionnaire de réseau de la zone considérée ; 
  • ou de répondre à un objectif de politique énergétique prévu par la PPE. 

La démarche appliquée par la CRE est détaillée dans la méthodologie publiée en 2015.

Consulter la délibération.

Évaluer le niveau de compensation des actions de MDE

Dans les ZNI, les charges de service public de l’énergie (SPE) donnant lieu à compensation intègrent les coûts supportés par les fournisseurs d’électricité pour mettre en œuvre des actions visant à maîtriser les consommations d’électricité (MDE). Ces actions de MDE peuvent être compensées, dans la limite des surcoûts de production qu’elles évitent.

La CRE a publié deux méthodologies relatives à la compensation des actions de « petite » et « grande » MDE.

Consulter la délibération. 

Évaluer le niveau de compensation pour les installations de stockage

L’article 60 de la loi de finances rectificative pour 2012 a étendu le périmètre des coûts relevant des charges de SPE dans les ZNI aux coûts des ouvrages de stockage d’électricité gérés par le gestionnaire du système électrique. Ces coûts sont pris en compte dans la limite des surcoûts de production qu’ils contribuent à éviter. La détermination du niveau de la compensation de ces coûts est décrite dans la méthodologie de la CRE publiée en mars 2017.

Consulter la délibération.

Définir les tarifs réglementés de vente d’électricité (TRV)

La CRE élabore les TRV qui, à la différence de l'Hexagone où ils ont été supprimés pour les consommateurs souscrivant des puissances supérieures à 36 kVA, s'appliquent à toutes les catégories de consommateurs dans les ZNI. Elle transmet aux ministres chargés de l’Économie et de l’Énergie ses propositions motivées de TRV. 

Ces tarifs sont construits de sorte à respecter le principe de péréquation tarifaire. Cependant, les grilles tarifaires sont adaptées aux spécificités de chaque territoire, en cohérence avec le fonctionnement des systèmes électriques et pour envoyer des signaux de prix appropriés aux clients finals. 

Avec les évolutions récentes des parcs de production et les changements d’habitude de consommation des clients finals, les TRV en vigueur dans les ZNI doivent être revus. En 2017, la CRE a défini de nouveaux tarifs qui concernent les seuls consommateurs dont la puissance souscrite est supérieure à 36 kVA.

Réguler les activités de réseau

La CRE a synthétisé ses différentes recommandations relatives aux ZNI dans une note commune, qui reprend notamment les analyses effectuées lors de ses missions dans les territoires.
Consulter :

1La CSPE a été maintenue mais son produit n’est pas dédié au financement des charges de service public de l’énergie