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 2021 et 2022 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’année 2020 constitue une année particulière, avec une forte progression de la part des énergies renouvelables électriques – notamment éolienne (+ 17,3 %) et solaire (+ 2,3 %) – et une baisse concomitante des productions thermiques (- 10,6 %) et nucléaire (- 11,6 %) principalement en raison de la baisse de la consommation d’électricité consécutive à la crise sanitaire¹. La hausse de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité devrait donc être moindre en 2021, la poursuite du développement des énergies renouvelables devant être contrebalancée par une reprise du fonctionnement des filières nucléaires et thermiques.

Pour compléter l’information fournie par l’indicateur 1.1, le tableau ci-dessous détaille l’évolution de la capacité installée, en gigawatt (GW), des trois principales filières d’énergies renouvelables électriques soutenues par le programme 345.

Évolution de la puissance installée des parcs éolien terrestre, photovoltaïque et éolien en mer (GW)

Les prévisions 2021 et 2022 de la puissance installée des parcs éolien terrestre, photovoltaïque et éolien en mer 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).

[1] En raison de leur faible coût marginal de production, les énergies renouvelables électriques sont en effet appelées prioritairement sur le marché de l’électricité par rapport aux énergies thermiques et nucléaire.

L’indicateur se base sur les données relevées par les gestionnaires de réseaux de gaz naturel pour les dispositifs de comptage installés au niveau des points d’injection des installations de production de biométhane. Les prévisions sont fondées sur les contrats d’obligation d’achat signés et les prévisions de signatures (source : Commission de régulation de l'énergie).

Les prévisions de volume de biométhane injecté en 2021 et 2022 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 de projets d’installations de production de biométhane très supérieur au rythme de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

La prévision pour 2021 est actualisée à la hausse à 4,5 TWh (contre une prévision initiale de 3,2 TWh) pour tenir compte du rythme de réalisation des projets et du nombre important de contrats d’obligation d’achat signés en 2019 et 2020. Dans le cadre des travaux d’évaluation des charges de service public de l’énergie, les fournisseurs de gaz naturel ont transmis des prévisions de production actualisées s’élevant au total à environ 4,8 TWh pour l’année 2021 (contre environ 6 TWh dans leur prévision initiale). Il est toutefois retenu ici une prévision inférieure, égale à 4,5 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.

De même, pour l’année 2022, alors que le montant des charges prévisionnelles au titre de 2022 pour l’injection de biométhane (voir ci-dessous) repose sur une prévision de production de l’ordre de 8,5 TWh selon les déclarations des fournisseurs de gaz naturel, il est retenu ici une prévision inférieure, égale à 6,8 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. Cette cible de 6 TWh serait dépassée dès l’année 2022 selon les prévisions ici présentées.