L’indicateur se fonde sur l’ensemble de la production électrique renouvelable, y compris la production à partir d’énergie hydraulique qui ne fait majoritairement pas l’objet d’un soutien national. L’indicateur ne prévoit pas d’effectuer une correction climatique et est donc sensible aux variations climatiques annuelles. En particulier, la production électrique à partir d’énergie renouvelable est très variable d’une année sur l’autre en fonction des conditions météorologiques : pluviométrie (hydroélectricité), ensoleillement (PV) et régime des vents (éolien).

Par ailleurs, l’indicateur est également très sensible aux aléas rencontrés sur les autres filières, notamment la filière nucléaire dont la disponibilité a un impact significatif sur la production totale.

Enfin, les données concernant les énergies renouvelables thermiques et l’hydraulique sont retraitées de façon à prendre en compte le fait qu’une fraction de l’électricité produite n’est pas renouvelable (fraction non renouvelable de la biomasse et part de l’hydroélectricité issue du pompage).

Les prévisions 2020 et 2021 de la production totale d’électricité se fondent sur les données internes de la direction générale de l’énergie et du climat utilisées pour l’élaboration et le suivi des programmations pluriannuelles de l’énergie (PPE). La cible pour 2023 correspond aux objectifs fixés par la Programmation pluriannuelle de l’énergie 2019 - 2028 adoptée en avril 2020.

L’indicateur est calculé par la Commission de régulation de l’énergie en sommant directement les données transmises par les gestionnaires de réseaux de gaz.

Les prévisions de volume de biométhane injecté en 2020 et 2021 se fondent sur la capacité de production des installations en service, les contrats d’obligation d’achat signés, ainsi que l’estimation de la probabilité de réalisation des projets. Ces prévisions s’inscrivent dans un contexte de forte accélération des demandes de contrats d’obligation d’achat en 2019 et 2020 pour un nombre d’installations d’injection de biométhane très supérieur au rythme de la programmation pluriannuelle de l’énergie. Compte tenu du délai réglementaire de trois ans offert aux producteurs pour mettre en service leur installation après la signature du contrat d’obligation d’achat, et des incertitudes sur le taux de réalisation des projets en question, les incidences de cette accélération ne sont toutefois pas encore intégrées dans la trajectoire de l’indicateur 2.1.

La prévision pour 2020 est actualisée à la baisse à 2,1 TWh (contre une prévision initiale de 3,0 TWh) pour tenir compte d’un retard dans la mise en service de nombreuses installations par rapport à la prévision initiale.

Pour l’année 2021, alors que le montant des charges à compenser en 2021 pour l’achat de biométhane (voir ci-dessous) correspond à une prévision de production de l’ordre de 6 TWh selon les déclarations des opérateurs, le présent projet annuel de performances retient une prévision inférieure, égale à 3,2 TWh, qui apparaît plus réaliste au regard du nombre d’installations actuellement en service et de la probabilité de réalisation des projets en cours de développement.

La cible pour 2023 correspond quant à elle à l’objectif mentionné à l’article 5 du décret n° 2020-456 du 21 avril 2020 relatif à la programmation pluriannuelle de l’énergie.