J.O n° 172 du 27 juillet 2006
texte n° 116
Commission de régulation de l'énergie
Avis sur le projet d'arrêté fixant les conditions
d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant
l'énergie mécanique du vent telles que visées par l'article 2 (2°) du
décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000
NOR: INDI0607866V
La CRE a été saisie, le 7 juin 2006, par le ministre de l'économie, des
finances et de l'industrie et par le ministre délégué à l'industrie,
d'un projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité
produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent
telles que visées par l'article 2 (2°) du décret n° 2000-1196 du 6
décembre 2000.
I. - CONSIDÉRATIONS GÉNÉRALES
1. Contexte législatif et réglementaire
1.1. Cadre communautaire
La politique européenne dans le domaine de l'environnement est définie
au titre XIX du traité instituant la Communauté européenne. En matière
de financement, elle établit le principe de pollueur-payeur.
Les critères de compatibilité des dispositifs de financement public avec
le marché commun sont précisés par un encadrement communautaire des
aides d'Etat pour la protection de l'environnement (2001/C 37/03). Dans
le domaine des aides au fonctionnement accordées aux énergies
renouvelables, quatre options sont admises :
- une aide correspondant à l'écart entre le coût de production et le
prix de marché de l'énergie en cause, ne pouvant excéder l'aide
nécessaire pour assurer l'amortissement des installations augmentée
d'une « juste » rémunération du capital ;
- une aide basée sur des mécanismes de marché tels que, par exemple, les
certificats verts ;
- une aide au fonctionnement calculée sur la base des coûts externes
évités, plafonnée à 5 cEUR/kWh ;
- une aide conforme aux dispositions générales.
Le dispositif d'obligation d'achat envisagé apparaît conforme à cet
encadrement, pour autant que le financement des aides soit bien supporté
par les secteurs économiques à l'origine de la pollution et que le
niveau du soutien prévu corresponde bien au strict apport nécessaire
pour assurer l'amortissement des installations, augmenté d'une juste
rémunération du capital.
1.2. Cadre législatif et réglementaire national
Les projets d'arrêtés fixant les conditions d'achat sont pris en
application de l'article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000
modifié par la loi n° 2005-781 du 13 juillet 2005 et du décret 2001-410
du 10 mai 2001. L'article 10 de la loi prévoit que, pour chacune des
filières, le tarif d'achat est égal aux coûts d'investissement et
d'exploitation évités aux acheteurs, auxquels peut s'ajouter une prime
prenant en compte la contribution de la production livrée ou des
filières à la réalisation des objectifs définis au deuxième alinéa de
l'article 1er de la même loi, soit :
- l'indépendance et la sécurité d'approvisionnement ;
- la qualité de l'air et la lutte contre l'effet de serre ;
- la gestion optimale et le développement des ressources nationales ;
- la maîtrise de la demande d'énergie ;
- la compétitivité de l'activité économique ;
- la maîtrise des choix technologiques d'avenir ;
- l'utilisation rationnelle de l'énergie.
Comme il n'existe pas d'approche rationnelle permettant d'évaluer la
plupart des contributions à ces objectifs, la loi laisse au pouvoir
réglementaire une marge d'appréciation très importante, qui rend
difficile l'analyse du tarif proposé.
De surcroît, la loi dispose que le niveau de la prime ne peut conduire à
ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations
bénéficiant de ces conditions d'achat excède une rémunération normale
des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités et de la
garantie dont bénéficient ces installations d'écouler l'intégralité de
leur production à un tarif déterminé.
2. Détermination des coûts évités aux acheteurs
L'article 5 de la loi du 10 février 2000 prévoit que, pour la prise en
compte des surcoûts résultant des dispositions de l'article 10 dans la
compensation des charges de service public, en France continentale, les
coûts évités aux acheteurs sont calculés par référence aux prix de
marché de l'électricité ou, pour les distributeurs non nationalisés, par
référence aux tarifs de cession, à proportion de la part de
l'électricité acquise à ces tarifs dans leur approvisionnement total.
Cette méthode, qui porte sur une seule année et sur des quantités
d'électricité constatées, ne saurait suffire à évaluer les tarifs
d'achat. En effet, les tarifs examinés sont appelés à être appliqués sur
une longue période (12 à 20 ans), et les arrêtés tarifaires eux-mêmes
n'ont pas de limite dans le temps, alors que les prix de marché
disponibles sont concentrés sur les courts et moyens termes. Le calcul à
partir des prix de marché s'avère donc impossible, d'autant qu'il
requiert d'émettre des hypothèses, sur de très longues périodes, sur les
quantités installées et leur impact sur les prix. Il aurait nécessité,
en outre, d'adopter des références distinctes pour le cas où l'acheteur
est EDF ou un distributeur non nationalisé bénéficiant du tarif de
cession.
Ainsi, pour l'évaluation des coûts évités aux acheteurs sur la durée
d'exécution des contrats, il convient de déterminer à quelle technologie
se substituent les moyens de production bénéficiant de l'obligation
d'achat.
2.1. Description des technologies auxquelles se substituent
les installations de production bénéficiant de l'obligation d'achat
2.1.1. En France continentale
En France continentale, se référer au nucléaire permet de tenir compte
de la structure réelle du parc de production national dans les 15
prochaines années, composé majoritairement de nucléaire et
d'hydraulique, et d'une hypothèse de renouvellement par du nucléaire
au-delà.
Se référer au cycle combiné au gaz ou à une centrale au charbon revient
à se fonder sur une hypothèse de renouvellement à long terme (15-25 ans)
du parc de production français qui se réaliserait, au moins en partie,
avec la technologie du cycle combiné au gaz ou de la centrale au
charbon, en fonction de l'évolution comparée du coût des combustibles et
de celui des émissions de CO2.
Les coûts de production retenus dans ce qui suit sont fondés sur les
hypothèses de coûts publiées en 2003 par la direction de la demande et
des marchés énergétiques (DIDEME) du ministère délégué à l'industrie,
dans le document Coûts de référence de la production électrique. Ils ont
été mis à jour pour prendre en compte l'évolution du prix des
combustibles. Le taux d'actualisation retenu est de 8 % nominal,
correspondant au coût moyen pondéré du capital pour les grands
électriciens européens. Le régime de fonctionnement retenu, qui
conditionne la composante de coût fixe, est un fonctionnement en base.
La centrale au gaz retenue est une unité de 900 MW net, fonctionnant en
cycle combiné, dotée d'une efficacité de 57,1 % et implantée à l'écart
d'un centre urbain. Le prix du gaz retenu est celui du contrat TROLL (1)
en mai 2006. Il s'établit à 23,4 EUR/MWh PCS (2).
La centrale au charbon retenue est une unité de 900 MW net, fonctionnant
au charbon pulvérisé, en régime super-critique, dotée d'une efficacité
de 43,1 % et implantée à l'écart d'un centre urbain. Le prix du charbon
retenu est celui de la référence CIF ARA (3) en avril 2006. Il s'établit
à 53,2 EUR/t.
La technologie de séquestration du CO2 n'est pas étudiée, compte tenu
des incertitudes quant à sa disponibilité à l'échelle industrielle, à
l'échéance considérée et aux coûts de mise en oeuvre.
(1) Contrat long terme d'approvisionnement en gaz en provenance de
Norvège. (2) Pouvoir calorifique supérieur. (3) Référence de cotation du
charbon vapeur, livré dans les ports d'Europe du nord (Anvers,
Rotterdam, Amsterdam), frais de transport et d'assurance à la charge du
vendeur.
2.1.2. Dans les départements d'outre-mer et à Mayotte
La situation est différente dans les départements d'outre-mer et à
Mayotte, où la production fait largement appel aux combustibles
fossiles, charbon et fuel. Les tarifs d'achat dans ces zones sont, donc,
comparés à des centrales de petite taille fonctionnant au charbon ou au
fuel. Les coûts varient d'un département à l'autre et sont sensibles à
l'évolution du prix des combustibles fossiles.
Les coûts de production retenus correspondent aux coûts moyens constatés
en 2005 (4) du parc fuel et charbon, fonctionnant en base. Ils ne
préjugent pas de l'évaluation qui pourra être réalisée par la commission
de la compensation d'un projet de centrale qui lui serait soumis en
application du V bis de l'article 4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier
2004.
(4) Coûts déclarés par EDF dans sa comptabilité appropriée 2005 en vue
de l'évaluation des charges de service public que supporte l'entreprise.
2.1.3. En Corse
En Corse, la production est comparable à celle rencontrée dans les
départements d'outre-mer. Toutefois, un projet de raccordement de l'île
au réseau de gaz naturel Galsi (Algérie-Sardaigne-Italie) permet
d'envisager, à moyen terme, le développement de centrales utilisant, au
moins en partie, ce combustible. En raison de conditions météorologiques
plus défavorables, l'installation envisagée serait vraisemblablement
dotée d'un rendement sensiblement inférieur au cycle combiné retenu en
métropole continentale.
Les coûts de production retenus correspondent aux coûts variables
envisageables, estimés par la CRE, en fonction des prix récents du gaz
algérien.
2.2. Evaluation des coûts des technologies évitées par l'obligation
d'achat
Le tableau ci-dessous donne, pour les technologies auxquelles les
nouvelles filières sont censées se substituer, les coûts de production
retenus, décomposés en coût fixe et coût variable (défini comme la part
du coût directement proportionnelle au volume de production).
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Source : DIDEME, 2003, CRE.
De manière générale, les filières bénéficiant de l'obligation d'achat
peuvent être classées en deux catégories : celles à production garantie
ou suffisamment prévisibles pour être anticipées avec un niveau de
confiance acceptable, par exemple la cogénération et le biogaz, et
celles à production non garantie, par exemple l'éolien et le
photovoltaïque.
Les filières à production non garantie ne permettent pas d'éviter la
construction de centrales supplémentaires qui produisent de l'énergie
garantie, indispensable pour satisfaire à tout instant la demande. A
titre d'exemple, RTE évalue à 25 % de la puissance installée la
puissance substituée par un parc éolien de 10 GW réparti de façon
homogène sur le territoire français continental.
3. Contribution de l'obligation d'achat aux objectifs visés
Le calcul de la valeur associée à la contribution des filières
considérées aux objectifs définis à l'article 1er de la loi 2000-108 du
10 février 2000 se fonde, pour chacun des objectifs visés, sur
l'évaluation des coûts externes (encore appelés externalités) évités par
la substitution des filières concernées aux technologies décrites
précédemment.
3.1. Description de la contribution de l'obligation d'achat aux
objectifs visés
3.1.1. Qualité de l'air
La contribution de l'obligation d'achat à la qualité de l'air est liée à
la réduction des émissions polluantes qu'elle entraîne. Ces émissions
ont fait l'objet d'études visant à quantifier les dommages qu'elles
causent. Une des études les plus complètes et les plus à jour est
l'étude européenne ExternE (ExternE-Pol 2004-2005), qui donne toutefois
des fourchettes de résultats très larges. La valeur basse des
fourchettes correspond à des installations de technologie récente,
établies loin des centres urbains, ce qui minimise les effets sur la
santé des populations. La valeur haute correspond à des installations
anciennes, sans traitement spécifique des émissions, et situées dans des
zones à forte densité de population. L'évaluation se situant dans une
perspective de long terme, en France métropolitaine continentale, la
valeur basse peut être retenue, dans la mesure où les technologies de
maîtrise des émissions polluantes progressent rapidement et où la
construction de centrales est de plus en plus rare en zone urbanisée.
En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, ces centrales
sont souvent implantées à proximité des zones peuplées. Les valeurs
retenues correspondent donc au scénario ExternE qui majore les dommages
locaux.
3.1.2. Contribution à la lutte contre l'effet de serre
La préoccupation de la lutte contre l'effet de serre s'est traduite par
l'adhésion de nombreux pays, sous l'égide des Nations unies, à un
protocole d'engagement volontaire de réduction des émissions de gaz à
effet de serre liées à l'activité humaine, dit « Protocole de Kyoto ».
Celui-ci a été relayé, à l'échelle communautaire, par une politique de
quotas de Co2 qui transfère la contrainte portée par chaque Etat membre
sur les principaux sites industriels de chaque Etat et qui crée un
marché d'échange des « droits d'émission » ayant vocation à assurer une
allocation optimale des ressources.
La France, dont le secteur de la production d'électricité est, en
comparaison de la plupart des autres pays industrialisés, peu émetteur
de gaz à effet de serre, s'est vu allouer un objectif de stabilisation
de ses émissions au niveau de ce qu'elles étaient en 1990. Les dernières
statistiques disponibles, portant sur l'année 2004, établissent un
respect de ce critère, sans toutefois que cela ne présume formellement
de son respect à l'échéance, fixée à 2012.
Sur le marché européen d'échange des « droits d'émission », le prix
associé à la tonne de CO2 est largement lié à l'écart entre les
objectifs assignés aux Etats membres et leurs émissions constatées, au
montant des pénalités encourues et au bon fonctionnement de ce marché.
Jusqu'à aujourd'hui, la forte volatilité du marché ne permet pas d'en
déduire un prix pertinent. Dans ces conditions, la meilleure approche
disponible est celle établie par la Commission européenne, dont le
raisonnement est assis sur une estimation du prix marginal du quota
permettant d'atteindre les objectifs assignés par le protocole de Kyoto
à l'Union européenne. Elle évalue le prix du quota à 20 /tco2 environ.
L'étude ExternE prend en compte les coûts liés à l'impact du CO2 sur le
réchauffement climatique à hauteur de cette même valeur (6).
(6) La valeur retenue est de 19 EUR2000/tco2, soit environ 20 EUR de
2006.
3.1.3. Maîtrise de la demande d'énergie et utilisation rationnelle de
l'énergie
L'impact de l'obligation d'achat sur la maîtrise de la demande d'énergie
est nul. En revanche, l'introduction d'une prime à l'efficacité
énergétique est de nature à favoriser l'utilisation rationnelle de
l'énergie.
Il apparaît donc rationnel de proportionner la majoration du tarif
accordée aux installations de production d'électricité équipées pour
valoriser l'énergie thermique résiduelle aux coûts externes induits par
les moyens de production d'énergie thermique conventionnels (en
supposant nuls les coûts externes supplémentaires liés à la valorisation
de l'énergie résiduelle d'une installation de production d'électricité
utilisant le biogaz).
Le tableau qui suit donne les valeurs de coûts externes induits par une
chaudière de 1 MWth, en fonction du combustible employé.
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Source : ExternE 2004-2005.
3.1.4. Gestion optimale et développement des ressources nationales,
maîtrise des choix technologiques d'avenir
La contribution aux objectifs de gestion optimale et de développement
des ressources nationales et de maîtrise des choix technologiques
d'avenir dépend étroitement de la capacité des filières à constituer, à
une échéance raisonnable, une solution compétitive en comparaison des
autres moyens à disposition. Or, force est de constater qu'en dépit d'un
développement important à l'échelle mondiale les gains de productivité
attendus de chacune des filières lors de l'élaboration des précédents
tarifs n'ont pas été atteints. En tout état de cause, la contribution de
l'obligation d'achat à ces objectifs n'est guère quantifiable.
3.1.5. Compétitivité de l'activité économique
Aucun élément ne permet de penser que la contribution à l'objectif de
compétitivité de l'activité économique est positive, puisque
l'obligation d'achat repose sur la contribution des consommateurs
d'électricité nationaux et, en proportion, davantage sur les clients
résidentiels et les petites et moyennes entreprises, dont rien ne prouve
qu'elle soit inférieure aux éventuelles conséquences favorables du
développement des filières concernées sur l'économie française.
3.1.6. Indépendance et sécurité d'approvisionnement
La contribution aux objectifs d'indépendance et de sécurité
d'approvisionnement est, en général, positive. Cependant, dans le cas de
l'énergie éolienne, eu égard à l'importance des objectifs de
développement de cette filière, cette contribution est plus difficile à
discerner. En effet, compte tenu du caractère difficilement prévisible
et peu modulable de la production éolienne, son développement conduit à
substituer une dépendance météorologique à une dépendance
géostratégique, n'offrant aucune sécurité particulière
d'approvisionnement et se manifestant par des effets comparables sur les
prix des marchés électriques les plus concernés, avec des constantes de
temps plus courtes. En tout état de cause, la contribution de
l'obligation d'achat à ces objectifs est difficilement quantifiable.
3.2. Evaluation de la contribution de l'obligation d'achat aux objectifs
visés
Le tableau ci-dessous donne, pour les technologies auxquelles les
nouvelles filières sont censées se substituer, la valeur des coûts
externes retenus.
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Source : ExternE 2004-2005.
Les filières de production d'électricité utilisant les énergies
renouvelables ne sont pas sans effets négatifs sur l'environnement.
Ceux-ci correspondent aux impacts liés à la construction des équipements
de production, à l'utilisation des moyens de transport nécessaires à la
maintenance, à l'occupation de l'espace et, parfois, aux émissions
atmosphériques. Ces impacts, rapportés aux volumes de production
modestes des équipements en question, ne sont pas négligeables.
Le tableau ci-après donne, pour les technologies utilisant les énergies
renouvelables, la valeur des coûts externes retenus.
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Source : ExternE 2004-2005.
4. Principe d'analyse du tarif proposé
L'analyse est fondée sur deux comparaisons :
- le tarif d'achat, majoré des coûts externes de la filière étudiée, est
comparé avec les coûts de production et les coûts externes évités des
filières nucléaire, charbon et cycle combiné au gaz, afin de vérifier
que l'obligation d'achat se traduit par un gain collectif (partie III) ;
- le tarif d'achat est comparé avec les coûts de production de la
filière considérée, afin de vérifier que la rémunération accordée
n'excède pas une rémunération normale des capitaux immobilisés (partie
IV).
II. - DESCRIPTION DU TARIF PROPOSÉ
1. En France métropolitaine
En France métropolitaine, le tarif envisagé, applicable sur 15 ans, est
défini sur deux périodes : au cours des dix premières années, tous les
sites bénéficient du même tarif de 82 /MWh ; les cinq années suivantes,
le tarif diminue avec la qualité du site. Celle-ci est caractérisée par
la durée annuelle de fonctionnement de référence, égale à la moyenne sur
les huit années médianes du quotient entre l'énergie produite au cours
de l'année et la puissance maximale installée.
Les installations implantées en Corse ne bénéficient plus du tarif
spécifique applicable dans les départements d'outre-mer (DOM).
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Par rapport aux conditions actuellement en vigueur, ce tarif se
caractérise, en France continentale, par un relèvement de la
rémunération pouvant atteindre 35 % (9) pour les installations
fonctionnant plus de 1 900 heures par an, en équivalent pleine
puissance, soit la majorité du parc attendu dans les prochaines années :
- la durée de la première période durant laquelle le tarif est à son
niveau maximal est doublée ;
- les tranches tarifaires sont relevées de façon à n'appliquer un tarif
inférieur durant les cinq dernières années d'exploitation qu'au-delà de
2 400 heures de fonctionnement par an, alors que le tarif actuel prévoit
un abaissement de la première tranche à 1 900 heures au-delà de 1 500 MW
installés.
Le tableau ci-dessous représente la hausse du tarif moyen sur 15 ans
dont bénéficierait une installation mise en service en 2006 avec le
tarif proposé, par rapport au tarif en vigueur.
Hausse du tarif moyen sur 15 ans entre le tarif en vigueur et le tarif
proposé
pour une installation mise en service en 2006 en France continentale
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
(9) 0,9 % pour une installation fonctionnant 1 900 h/an ou moins ; 35,4
% pour une installation fonctionnant 3 300 h/an, après prise en compte
d'hypothèses d'indexation et d'actualisation.
2. Sur le domaine public maritime ou dans la zone économique exclusive
Le projet d'arrêté envisage l'instauration d'un tarif spécifique,
applicable sur une période de 20 ans, aux installations implantées sur
le domaine public maritime ou dans la zone économique exclusive. Il est
défini sur deux périodes : au cours des dix premières années, tous les
sites bénéficient du même tarif de 130 EUR/MWh ; les dix années
suivantes, le tarif diminue avec la qualité du site.
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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3. Dans les DOM et à Mayotte
Dans les DOM et à Mayotte, le tarif, applicable sur 15 ans, est fixé à
110 /MWh, indépendamment de la qualité du site.
Par rapport aux conditions actuellement en vigueur, il entraîne un
relèvement important du tarif moyen sur 15 ans dont bénéficierait une
installation mise en service en 2006, pouvant atteindre plus de 70 %
(10).
(10) 24 % pour une installation fonctionnant 2 050 h/an ou moins, 73 %
pour une installation fonctionnant 3 300 h/an ou plus, après prise en
compte d'hypothèses d'actualisation et d'indexation.
Hausse du tarif moyen sur 15 ans entre le tarif en vigueur et le tarif
proposé
pour une installation mise en service en 2006 dans les DOM et à Mayotte
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
4. Indexation
Le tarif applicable à une nouvelle installation est fonction de l'année
de la demande du contrat. Il est indexé au 1er janvier de chaque année.
S'ajoute à cette indexation un coefficient de dégressivité de 2 % par an
à compter de 2008.
Le tarif applicable à chaque contrat est révisé au 1er novembre de
chaque année.
En comparaison des arrêtés actuellement en vigueur, les formules
d'indexation prennent en compte l'indice des prix à la production, ainsi
que l'avait préconisé la CRE dans son avis du 8 juin 2005 relatif à la
modification des modalités d'indexation des contrats d'obligation
d'achat consécutive à la disparition de l'indice PsdA.
La dégressivité de 3,3 % par an est remplacée par une dégressivité de 2
% par an, qui ne s'appliquera qu'à compter de 2008. Toutes choses égales
par ailleurs, cette modification du coefficient de dégressivité se
traduit par une majoration supplémentaire du tarif envisagé, en
comparaison des conditions d'achat précédemment en vigueur, de 3 % en
2007, 12 % en 2012 et de 19 % en 2017.
Le graphique ci-dessous décrit l'évolution comparée du tarif proposé et
du tarif en vigueur applicable pour la première année de fonctionnement,
en métropole, en fonction de l'année de mise en service.
Evolution comparée du tarif proposé (ligne continue) et du tarif en
vigueur (pointillés) en métropole
pour la première année en fonction de l'année de mise en service
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
5. Installations n'ayant jamais bénéficié d'un contrat d'obligation
d'achat
Le projet d'arrêté prévoit que les installations n'ayant jamais
bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat puissent bénéficier d'un tel
contrat sur 15 ans, au tarif prévu pour la catégorie d'installation
concernée, multiplié par le coefficient S suivant :
S = 15 - N si N est inférieur à 15 ;
15 - N
S =
si N est inférieur à 15 ;
15
S = 15 si N est supérieur ou égal à 15,
15
S =
si N est supérieur ou égal à 15,
15
où N est le nombre d'années, entières ou partielles, comprises entre la
date de mise en service industrielle de l'installation et la date de
signature du contrat d'achat.
Le projet d'arrêté fait référence aux « contrats d'obligation d'achat »,
termes qui ne sont pas formellement définis par la loi. Il conviendrait
donc de leur substituer la référence aux « contrats d'achat prévus aux
articles 8, 10 et 50 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 ».
III. - COMPARAISON DU TARIF PROPOSÉ
AVEC LES COÛTS ÉVITÉS DES FILIÈRES CONVENTIONNELLES
1. Principes
Le tarif d'achat, majoré des coûts externes de la filière étudiée, est
comparé aux coûts de production et externalités évités des filières
conventionnelles.
Les statistiques publiées par RTE dans son « bilan prévisionnel de
l'équilibre offre/demande d'électricité en France » tendent à établir
que, pour un parc de 10 GW, correspondant approximativement à l'objectif
envisagé dans le cadre de l'élaboration de la programmation
pluriannuelle des investissements (11), la puissance substituée par des
installations convenablement réparties sur le territoire national
atteindrait 25 % de la puissance installée. Elle nécessitera,
parallèlement, une augmentation de la marge d'exploitation de l'ordre de
quelques centaines de mégawatts. En conséquence, la comparaison prend en
compte, pour le calcul du coût évité, en France continentale, une
contribution de la filière éolienne à hauteur de 25 % des coûts fixes de
la filière à laquelle elle se substitue. Ce raisonnement ne peut être
transposé dans les zones non interconnectées compte tenu de l'absence de
foisonnement.
L'étude précise que la production éolienne se substitue presque
intégralement à la production des moyens de base dont la puissance
installée pourra être réduite en conséquence. Cette réduction pouvant
s'avérer supérieure à la puissance substituée totale, le besoin en
moyens de pointe serait accru pour satisfaire la demande les jours sans
vent où les réalisations des autres aléas sont défavorables. Ainsi, dans
la mesure où les moyens de base - pour l'essentiel, en France, les
centrales nucléaires - sont peu émetteurs de polluants atmosphériques,
leur substitution par des aérogénérateurs ne devrait occasionner qu'un
gain très marginal. Inversement, les conséquences environnementales
d'une augmentation des besoins en moyens de production de pointe, plus
émetteurs de polluants atmosphériques, ne font pas l'objet d'un
consensus et seront donc négligées.
En tout état de cause, cette étude met en évidence l'importance de la
qualité des prévisions de production pour limiter les conséquences
négatives de l'insertion de l'éolien dans le système électrique. Dans la
perspective d'une augmentation importante des capacités, il importe que
les producteurs soient astreints à des prévisions aussi fiables que
possible, ce qui passe par une responsabilisation directe des
exploitants vis-à-vis des règles d'équilibre applicables à l'ensemble
des acteurs du système électrique.
(11) Rapport transmis au Parlement le 9 juin 2006.
2. Analyse
2.1. Eoliennes implantées à terre
2.1.1. En France métropolitaine continentale
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Source : DIDEME, analyse CRE et ExternE.
Quelle que soit la filière thermique substituée, le coût pour la
collectivité de la filière éolienne à terre en métropole continentale
est très supérieur au coût évité. La hausse récente du prix des
combustibles concomitante à l'augmentation du tarif envisagée ne permet
pas d'inverser ce rapport.
Pour ce qui concerne l'objectif de maîtrise des choix technologiques
d'avenir, il convient de souligner que la filière éolienne est
aujourd'hui mature. Son marché est largement développé, et il y a peu à
attendre de l'évolution des technologies et des effets d'échelle. Au
contraire, à performances comparables, le prix des machines a connu, en
l'espace d'une année, une forte augmentation sous l'effet conjugué de la
hausse du prix des matériaux et d'une demande mondiale soutenue,
entretenue par la généralisation des politiques de subventions
publiques. Enfin, une dégressivité insuffisante du tarif exclut que la
filière parvienne, dans la prochaine décennie, à un niveau de
compétitivité suffisant pour lui permettre de poursuivre son
développement sans subvention.
2.1.2. En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Source : DIDEME, ExternE, analyse CRE.
En Corse, dans les départements d'outre-mer et à Mayotte, le coût pour
la collectivité de la filière éolienne à terre est approximativement
couvert par les coûts évités.
En Corse, la construction d'une centrale fonctionnant en cycle combiné,
alimentée en gaz naturel, permettrait un gain environnemental et
économique, en comparaison des centrales existantes. Toutefois,
l'alignement du tarif applicable à la production éolienne sur le tarif
continental préserve l'intérêt de cette filière sur l'île.
Il s'agit, donc, de territoires où les énergies renouvelables se
développeraient sous l'effet de la seule initiative privée si les prix
de vente de l'électricité pratiqués reflétaient les coûts de production.
Ce n'est pas le cas en raison de la péréquation des prix avec ceux de la
métropole.
2.2. Eoliennes implantées sur le domaine public maritime
ou dans la zone économique exclusive
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
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JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Source : DIDEME, ExternE, analyse CRE.
Quelle que soit la filière thermique substituée, le coût pour la
collectivité de la filière éolienne en mer est très supérieur au coût
évité. Compte tenu de l'importance de l'écart, il est peu probable que
le soutien à ces installations puisse se traduire, même à long terme,
par un bénéfice pour la collectivité.
Les perspectives d'évolution offrent peu d'espoir de baisse des coûts.
Les technologies d'implantation sont dérivées de celles employées dans
le domaine de l'exploitation pétrolière et bénéficient déjà d'une longue
expérience acquise par ce secteur. Il existe même un risque, en cas
d'intensification de l'activité pétrolière maritime, que la filière soit
affectée par une tension sur la disponibilité des moyens de
construction, de nature à retarder les projets et à en accroître le
coût. Enfin, les économies d'échelle sont limitées par l'hétérogénéité
des conditions d'implantation.
IV. - COMPARAISON DU TARIF PROPOSÉ
AVEC LES COÛTS DE PRODUCTION DE LA FILIÈRE
1. Principes
1.1. Détermination des coûts de la filière
Le tarif d'achat est comparé aux coûts de production de la filière, afin
de vérifier que la rémunération accordée n'excède pas une rémunération
normale des capitaux immobilisés.
Pour les éoliennes implantées à terre, les valeurs de coûts retenues
sont issues des contributions soumises par les participants au groupe de
travail mis en place par la DIDEME pour élaborer les nouveaux tarifs.
Des hypothèses hautes et basses de coûts sont considérées pour prendre
la mesure de l'étendue des points de vue sur cette question. La valeur
résiduelle de l'installation, à l'issue des 15 ans du contrat
d'obligation d'achat, est prise égale à la valeur actualisée de la
production, vendue au prix de marché, sur la durée de vie résiduelle de
l'installation, évaluée à 5 ans.
L'analyse est réalisée pour des machines aux caractéristiques
différentes, afin de s'assurer que le tarif incite à retenir celle qui
maximise les volumes produits et conduit au coût d'achat unitaire le
plus faible. La rentabilité est donnée in fine en fonction de la vitesse
de vent moyenne au moyeu, en retenant la configuration des machines la
plus favorable au producteur.
L'hypothèse fiscale retenue est celle d'un amortissement exceptionnel de
l'investissement la première année, avec report en avant du déficit
fiscal ainsi généré. Elle influe favorablement sur la rentabilité. Le
scénario de remontée des déficits à la maison mère n'a pas été envisagé,
car la majorité des industriels actifs en France ne disposent pas de
cette possibilité, compte tenu de la composition de leur actionnariat.
Un tel scénario tendrait, cependant, à relever encore davantage la
rentabilité.
1.2. Détermination du niveau de rentabilité normale des installations
L'approche adoptée par la CRE vise à s'assurer que le tarif proposé
induit une rentabilité des fonds propres investis dans le projet
cohérente avec celle constatée pour les entreprises agissant dans le
secteur considéré. Dans le cas de la production d'électricité utilisant
l'énergie mécanique du vent, le secteur pris en référence est celui des
entreprises de production d'électricité dont le parc de production
comporte une proportion importante d'aérogénérateurs. Au sein de
celui-ci, l'analyse des entreprises et projets comparables conduit à
retenir un financement par la dette à hauteur de 80 % et un niveau de
rentabilité des fonds propres cible de 13,5 % environ.
2. Analyse
2.1. Eoliennes implantées à terre
2.1.1. En métropole
Le graphique ci-après donne, pour les projets en métropole, le taux de
rentabilité interne (TRI) sur fonds propres après impôts atteint pour
les hypothèses hautes et basses de coûts, en fonction de la vitesse
moyenne de vent mesurée à hauteur du moyeu.
Rentabilité des projets éoliens en métropole
en fonction de la vitesse de vent sur le site d'implantation
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
En métropole, pour une vitesse de vent supérieure ou égale à 6,5 m/s,
qui correspond, approximativement, à une installation fonctionnant plus
de 2 200 h/an en équivalent pleine puissance, le tarif occasionne une
rentabilité des capitaux propres trop importante au regard de ce qui
serait nécessaire pour susciter l'investissement dans ces moyens de
production, même dans l'hypothèse de coûts la plus défavorable. En
comparaison du tarif en vigueur publié en 2001, la modification des
tranches tarifaires, à laquelle s'ajoute un doublement de la durée de la
première période durant laquelle le tarif est maximal, a plus que
compensé l'augmentation des coûts sur la période. Dans la structure
envisagée, le tarif applicable sur les dix premières années est fixé à
un niveau si élevé que la diminution applicable de la onzième à la
quinzième année seulement ne suffit pas à compenser un tel excès.
Le biais du tarif en vigueur, qui permettait à un producteur d'obtenir
une meilleure rentabilité de son installation en sous-dimensionnant ses
machines (12), est éliminé par l'allongement de la première période
tarifaire. Ce biais avait pour inconvénient, à vitesse de vent donnée,
de maximiser concomitamment la rentabilité pour l'investisseur et le
coût unitaire pour la collectivité et de minimiser les volumes produits.
Cependant, l'allongement envisagé de la première période, qui ne
s'accompagne d'aucune diminution du tarif en niveau constitue, in fine,
un revenu supplémentaire. En première approche, il eût été préférable de
déterminer des tarifs haut et bas, à des niveaux indépendants des
caractéristiques de l'installation ou du site, et de conditionner le
passage de l'un à l'autre au volume de production.
Le nombre de projets déposés en préfecture (13) depuis la publication de
l'arrêté tarifaire du 8 juin 2001, pour beaucoup entravés par des
difficultés d'acceptation, et la spéculation foncière, matérialisée par
la forte augmentation des loyers sur les sites d'implantation,
démontrent l'attractivité du tarif en vigueur. Le relèvement envisagé
risque d'accroître la pression des investisseurs et d'exacerber les
conflits aux dépens du consommateur et de la mission de service public
de l'électricité. La Commission de régulation de l'énergie en appelle à
une meilleure organisation des procédures d'agrément et souligne
l'avantage économique et social dont bénéficierait la collectivité à
adapter le rythme et les objectifs de développement de la filière à la
capacité d'acceptation locale.
L'ensemble des données qui précèdent conduit la CRE à considérer que le
tarif proposé est trop élevé si on le compare aux coûts de la filière
éolienne. Dans les conditions de financement et de marché actuelles,
même dans l'hypothèse de coûts la plus défavorable, un tarif diminué
d'au moins 6 % pour les installations fonctionnant 2 400 h/an (soit 5
EUR/MWh durant les dix premières années) et de 10 % pour les
installations fonctionnant 2 600 h/an suffirait à rémunérer les
investisseurs.
(12) En raison d'une diminution du tarif mal proportionnée au rapport
entre la production potentielle et le coût des équipements envisageables
sur un site donné. (13) Au 1er janvier 2005, 566 demandes de permis de
construire étaient en cours d'instruction, représentant une puissance de
3 200 MW. A celles-ci s'ajoutent 230 projets de parcs éoliens recensés
avant dépôt de la demande de permis (source : DIDEME).
2.1.2. Dans les DOM, à Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte
Dans les départements d'outre-mer, dans la collectivité territoriale de
Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte, le tarif, constant sur 15 ans,
prévoit une prime d'au moins 28 EUR/MWh sur le tarif applicable en
métropole.
A cette prime, censée compenser les surcoûts inhérents à ces zones,
s'ajoutent plusieurs dispositifs fiscaux également destinés à les
prendre en compte. Ce cumul conduit à des rentabilités très élevées. De
plus, la faible productivité constatée des machines actuellement en
fonctionnement dans ces zones, qui tient principalement à des problèmes
de fiabilité, ne doit pas masquer la réalité du potentiel atteignable,
compte tenu de la puissance du vent, notamment dans les Caraïbes, et de
sa régularité. Il y a donc lieu de maintenir, dans ces zones, la
modularité du tarif en fonction du taux de charge des machines.
2.1.3. Recours aux appels d'offres
Pour les éoliennes implantées à terre, la CRE recommande le recours
exclusif aux appels d'offres, pour un objectif de puissance cumulée
donnée, sur le seul critère du prix de vente de l'électricité produite
et indépendamment de la localisation envisagée par le candidat.
2.2. Eoliennes implantées en mer, sur le domaine public maritime
ou dans la zone économique exclusive
Le coût d'une centrale éolienne implantée en mer est très incertain. Les
expériences en ce domaine restent peu nombreuses. Les conditions
d'implantation très hétérogènes rendent hasardeuses les extrapolations
d'un site à l'autre. La dispersion des prix proposés par les candidats
dans le cadre de l'appel d'offres organisé pour cette filière en
2004-2005, d'une amplitude de 60 EUR/MWh, témoigne de l'importance à
sélectionner les sites et les industriels les plus performants.
Le tarif proposé est très supérieur au prix des meilleures offres, et
notamment à celui de l'offre retenue.
Les éoliennes en mer s'implantent, généralement, sur le domaine public
de l'Etat, qui en dispose librement. Dans ces conditions, la CRE
recommande que l'administration organise des appels d'offres afin de
mettre les industriels en concurrence sur une zone préalablement
désignée, en fonction de son potentiel technico-économique et de
considérations environnementales.
2.3. Indexation
Les modalités d'indexation (coefficients K et L censés refléter les
conditions d'évolution des coûts des projets) sont très favorables aux
producteurs.
Le coefficient K, qui doit refléter l'évolution de l'ensemble des coûts
d'investissement et d'exploitation et s'applique au tarif pour les
nouveaux contrats, contient une proportion relative aux coûts de la
main-d'oeuvre en France égale à 50 %. Or, les coûts d'un projet éolien
sont déterminés principalement par l'achat de la turbine, fabriquée dans
la plupart des cas à l'étranger. Au cours des cinq dernières années, le
coefficient K a augmenté, en moyenne, de 2,7 % par an, très au-delà de
l'inflation et encore davantage du prix des biens d'équipement sur le
marché français.
L'absence de dégressivité en 2006 et 2007, alors que le coefficient K
s'appliquera, entraînera pour ces deux années une hausse du tarif. Les
producteurs auront donc intérêt à attendre le 1er janvier 2007 pour
faire leur demande de contrat d'achat.
Le coefficient L détermine l'évolution du tarif d'une année sur l'autre
au cours des 15 ans de contrat. Il doit donc refléter l'évolution des
charges d'exploitation. Or, la part fixe de ce coefficient ne représente
que 40 %, valeur très inférieure à la part des coûts fixes dans le coût
de production de l'électricité éolienne, de l'ordre de 75 %.
V. - CONSÉQUENCES DU TARIF PROPOSÉ
Les conséquences du tarif proposé sur l'évolution des charges de service
public sont évaluées au regard des objectifs de développement de la
filière à l'horizon 2015, tels que définis dans le rapport au Parlement
du 9 juin 2006, relatif à la programmation pluriannuelle des
investissements de production électrique (PPI). Ces objectifs ont été
déclinés en scénarios haut et bas, établis conformément au tableau
ci-après. Au-delà de 2015, le développement a été estimé pour le
scénario bas ; il est considéré achevé pour le scénario haut.
Scénarios de développement de la filière éolienne
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Vous pouvez consulter le tableau en cliquant,
en bas du document, dans l'encart "version PDF"
JO n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
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Sources : rapport sur la PPI & hypothèses CRE.
La figure suivante présente le surcoût d'achat cumulé dû au tarif
proposé, en euros constants de 2006, pour les deux scénarios de
développement envisagés, sur la base d'hypothèses de prix de marché de
35 EUR/MWh et 45 EUR/MWh sur la période.
Evolution du surcoût annuel dû au tarif proposé
pour la filière éolienne (hypothèses hautes et basses)
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
Le développement de la filière sous les nouvelles conditions tarifaires
proposées induirait, a minima, un surcoût annuel de 800 MEUR à l'horizon
2015. L'atteinte des objectifs hauts prévus par le rapport sur la PPI
conduirait à ce montant dès 2009 et pourrait se traduire, à partir de
2015, par un surcoût de 2 à 2,5 MdsEUR (selon que l'on considère un prix
de marché de 45 EUR/MWh ou de 35 /MWh).
Ces conditions tarifaires risquent donc d'entraîner une augmentation
importante du coût du service public de l'électricité. La contribution
unitaire, imputable au soutien à la filière éolienne par le tarif
proposé, représenterait, ainsi, 2 à 6 EUR/MWh dès 2015. Un tel montant
nécessiterait une refonte du mécanisme de plafonnement prévu par la loi
du 10 février 2000, qui limite la contribution unitaire aux charges de
service public de l'électricité à 7 % de la part énergie du tarif bleu 6
kVA, option base.
A cet égard, la CRE souligne le manque de cohérence de la législation
actuelle, qui plafonne le montant global alloué à la compensation des
charges de service public, mais ne permet pas de maîtriser l'évolution
de ces charges.
Evolution de la contribution unitaire due au tarif proposé
pour la filière éolienne (hypothèses hautes et basses)
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 172 du 27/07/2006 texte numéro 116
VI. - AVIS DE LA CRE
Le tarif proposé augmente substantiellement par rapport au tarif
actuellement en vigueur.
Analyse du gain pour la collectivité
Que l'énergie éolienne se substitue à celle produite par une centrale
nucléaire, une centrale au gaz fonctionnant en cycle combiné ou une
centrale au charbon de technologie moderne, le tarif d'achat proposé est
très supérieur à la somme des coûts et externalités environnementales
évités, ainsi que des autres contributions supposées aux objectifs de la
loi.
En Corse et dans les DOM, où une part importante de la production
d'électricité est assurée par des centrales au charbon et au fuel de
faible puissance, relativement coûteuses et polluantes, le développement
de la production éolienne pourrait représenter une économie dès
aujourd'hui, tout en réduisant le coût de la péréquation tarifaire dans
ces zones. Cependant, la CRE considère que les dispositifs fiscaux
spécifiques qui s'ajoutent au tarif applicable dans les DOM réduisent
les gains que la collectivité devrait retirer du développement de la
filière dans ces zones.
Du fait des caractéristiques du parc de production national, la
production éolienne ne contribuera que marginalement à la réduction des
émissions françaises de gaz à effet de serre et à l'amélioration de la
qualité de l'air dans la prochaine décennie. A cet égard, il convient de
noter que les pays les plus volontaristes dans le développement de cette
filière sont dotés d'une large proportion de centrales au charbon, de
conception ancienne, relativement polluantes et peu performantes. Malgré
un développement considérable de l'éolien, leur secteur énergétique
reste de ceux dont l'impact environnemental est des plus conséquents en
Europe.
Analyse de la rentabilité
Le tarif proposé est très supérieur aux estimations de coûts de revient
de la filière. Son augmentation a plus que compensé l'augmentation des
coûts intervenue depuis 2001, sous l'effet de la demande mondiale
entretenue par la généralisation des dispositifs de soutien et de la
spéculation foncière pour l'appropriation des sites les plus favorables.
Ce tarif s'ajoute à des dispositifs fiscaux très favorables. Il en
résulte une rentabilité très importante, de l'ordre de 20 à 40 % par an,
après impôts, garantie sur 15 ans, pour des sites moyennement ventés.
Dans ces conditions, la CRE considère que l'obstacle au développement de
l'éolien, en France, n'est pas d'ordre tarifaire. Le tarif proposé
pourrait être diminué de 6 % minimum pour une installation fonctionnant
2 400 h/an en équivalent pleine puissance et de 10 % pour une
installation fonctionnant 2 600 h/an.
Enfin, une meilleure organisation des modalités d'implantation et des
objectifs de développement prenant en compte les difficultés
d'acceptation de la filière permettraient de contenir les coûts et
d'assurer un service public performant.
Conséquences sur les charges de service public
Dans l'hypothèse d'un développement de la filière conforme aux objectifs
fixés par le Gouvernement à travers la programmation pluriannuelle des
investissements présentée au Parlement en juin 2006, l'impact du tarif
proposé sur les charges de service public serait de 1 à 2,5 milliards
d'euros par an en 2015, soit une augmentation de 2 à 6 EUR/MWh de la
contribution unitaire, actuellement fixée à 4,5 EUR/MWh. Une telle
hausse contraindrait à modifier le plafond des charges de service public
actuellement fixé à 7 % du tarif « bleu base ». A cet égard, la CRE
souligne le manque de cohérence de la législation actuelle qui plafonne
le montant global alloué à la compensation des charges de service
public, mais ne permet pas de maîtriser l'évolution de ces charges.
S'y ajouteront les conséquences financières des aléas de production.
Dans la perspective d'un développement massif de la filière, la CRE
demande que les producteurs soient, individuellement ou collectivement,
financièrement responsables de leur périmètre d'équilibre.
*
* *
Au vu de l'ensemble des éléments qui précèdent, la Commission de
régulation de l'énergie considère que le tarif proposé, qui s'ajoute à
l'ensemble des dispositifs fiscaux en vigueur, représente un soutien
disproportionné à la filière éolienne au regard du bénéfice attendu.
Compte tenu des conditions de marché, il occasionne, pour les
investisseurs, une rentabilité très supérieure à ce qui serait
nécessaire pour susciter l'investissement dans ces moyens de production
et représente un moyen très coûteux pour la collectivité d'atteindre les
objectifs de développement assignés par la loi du 13 juillet 2005.
La commission émet, en conséquence, un avis défavorable sur ce projet
d'arrêté.
Afin d'assurer un service public performant, elle souligne la nécessité
d'adapter le rythme et les objectifs de développement de la filière à la
capacité d'acceptation locale et recommande, pour cette filière, le
recours exclusif aux appels d'offres.
Fait à Paris, le 29 juin 2006.
Pour la Commission de régulation de l'énergie :
Le président,
P. de Ladoucette
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