Les principaux instruments de la promotion de l’électricité d’origine renouvelable

Les politiques de promotion des énergies renouvelables ont été lancées au cours de la première moitié des années 1990 pour répondre à l’objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES), en parallèle avec les politiques d’efficacité énergétique. Les deux outils principaux de promotion ont été les tarifs d’achat garantis et les systèmes d’enchères pour l’obtention de contrats à prix garantis (Finon, 2004 ; Finon et Menanteau, 2003). La directive européenne 2001/77/EC, qui vise une augmentation des énergies renouvelables à hauteur de 22 % de la production électrique totale en 2010, est intervenue dans un contexte de réformes et de libéralisation des industries électriques européennes ; elle a suscité des débats intenses sur l’efficacité des instruments de promotion de l’électricité d’origine renouvelable et sur leur mode de financement. Les deux dispositifs anciens ont été critiqués en référence au modèle concurrentiel pour leur coût et leur manque d’incitation. Il a été donc proposé d’introduire un système de quotas associé à un mécanisme d’échanges, qui serait plus approprié aux conditions du marché, et qui inciterait à la minimisation des coûts. Ainsi, l’adoption d’un tel dispositif à l’échelle européenne permettrait de limiter le coût de réalisation de l’objectif par le développement prioritaire des gisements de l’électricité verte les moins coûteux. Le Tableau 14 expose les caractéristiques générales des instruments de promotion utilisés dans les Etats membres.

Tableau 14 : La présentation générale des systèmes de promotion de l’électricité d’origine renouvelable

Nom Caractéristiques générales

Les tarifs d’achat garantis La rémunération est payée pour chaque kWh fourni au réseau. La

quantité est fixée pour une période de temps plus longue.

Le système de quotas d’EOR Les participants du marché (e.g. les fournisseurs, les distributeurs) sont obligés d’avoir une certaine part d’énergies renouvelables dans leurs ventes, la production. Le système est articulé à un mécanisme de flexibilité, les certificats verts échangeables.

Les enchères concurrentielles Le gouvernement met aux enchères une certaine quantité d’énergies renouvelables afin d’attribuer des contrats de long terme à prix garanti. Chaque producteur retenu se voit attribuer le prix d’enchère figurant dans sa proposition (pays as bid).

Les incitations fiscales Le coût de capital est financé partiellement ou complètement par le

gouvernement. Source : d’après Meyer, 2003

Actuellement, les systèmes de quotas d’électricité d’origine renouvelable (EOR) et surtout les tarifs d’achat garantis sont les instruments de promotion les plus populaires parmi les pays européens comme le montre le Graphique 23.

Graphique 23 : Les instruments de promotion de l’EOR dans les Etats membres¹

Abréviations :: AUT - Autriche, BEL - Belgique, BGR - Bulgarie, CYP - Chypre, CZE - République tchèque, DEU - Allemagne, DNK - Danemark, ESP - Espagne, EST - Estonie, FIN - Finlande, FRA - France, GBR - Royaume-Uni, GRC - Grèce, HUN - Hongrie, IRL - Irlande, ITA - Italie, LTU - Lituanie, LUX - Luxembourg, LVA - Lettonie, MLT - Malte, NLD - Pays-Bas, POL - Pologne, PRT - Portugal, ROM - Roumanie, SVK - Slovaquie, SVN - Slovénie, SWE - Suède.

Source : d’après OPTRES, 2006

Les sections suivantes 1.2.1 et 1.2.2 examinent donc les incitations à l’investissement que fournissent ces deux instruments pour augmenter la capacité de l’électricité verte d’origine renouvelable (EOR).

1.2.1 Les tarifs d’achat garantis

Dans le système de tarifs d’achat, les producteurs reçoivent une rémunération fixe pour chaque kWh fourni au réseau d’électricité pendant une certaine durée (10 ans au moins, 15 ans en France et en Allemagne par exemple) et les distributeurs-revendeurs ont une obligation d’achat de l’électricité verte produite. La rémunération peut différer selon le type, l’âge et la localisation (et d’autres facteurs) des différentes installations (Mendonca, 2007). Ces systèmes de promotion sont adoptés dans la majorité des Etats membres, dix neuf au total. Cependant, leurs architectures réelles et les rémunérations

présentent des différences importantes (cf. OPTRES, 2007) (cf. Tableau 15)².

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Pour les détails sur la mise en place des instruments dans les Etats membre, cf. OPTRES (2007). 2

La discussion détaillée sur le fonctionnement de la politique des tarifs d’achat dans les différents pays européens est au-delà des objectifs de cette section. Pour une vue d'ensemble exhaustive, cf. Del Rio et Gual (2004), OPTRES (2007).

Tableau 15 : Les tarifs d’achat dans certains pays européens comparés au coût total de

production, ct€/kWh¹

Source : d’après Gipe, 2008 ; OPTRES, 2007

Habituellement, les tarifs sont fondés sur le coût moyen total de production de chaque filière renouvelable (en incluant donc le coût de capital) et excèdent le plus souvent les prix de gros de l’électricité fixés par le coût marginal de production à court terme (Mendonca, 2007). Par conséquent, ces tarifs offrent des incitations importantes aux producteurs potentiels pour investir dans l’électricité verte.

La combinaison de l’obligation d’achat et du prix garanti pour une période longue de temps constitue le cadre idéal pour un producteur-investisseur à la recherche d’un cash-flow garanti auprès des banques (de Jager et Rathmann, 2008). Ce dispositif minimise le coût de transaction et limite donc les risques pour les investisseurs (Finon, 2006). Le risque principal pour l’investisseur est lié à la crédibilité de l’engagement politique sur la durée : les prix garantis pouvant être modifiés ou le dispositif remplacé par un autre par un décret. En effet, en analysant les tarifs d’achat en Allemagne, Agnolucci (2006) remarque que les phases de ralentissement dans l’augmentation des capacités de l’électricité verte apparaissent durant les périodes de révision des taux des tarifs en 1997/1998 et en 2003.

Les incitations fournies par les tarifs d’achat

Nous avons indiqué que la configuration des tarifs d’achat est très favorable aux conditions de financement : elle garantit le cash flow net des projets, ce qui compense les divers risques de coûts de préparation, de la performance technologique et des variations annuelles dans la production, qui apparaissent dans le cas des éoliennes, des micro-centrales hydrauliques ou des unités de biomasse (Finon, 2006).

Les critiques à l’encontre des tarifs d’achat affirment cependant qu’une rémunération « correcte » est difficile à identifier et qu’il existe donc un risque de soutien trop ou pas suffisamment important. Le régulateur peut sous-estimer les coûts en développant des unités successives et fixer

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un prix trop bas, ou à l’inverse il peut surestimer la courbe de coût marginal et fixer le prix à un niveau trop élevé, entraînant une création trop importante d’installations. C’est ce dernier cas que l’on observe le plus souvent dans les pays ayant adopté les tarifs d’achat¹ (Mendonca, 2007). Comme il s’agit ici d’une subvention financée indirectement par les consommateurs, elle est alors critiquée comme étant une rente excessive versée aux producteurs-investisseurs.

Ainsi, des rentes abusives peuvent provenir de tarifs qui ne baissent pas en proportion des baisses de coût dues aux effets d’apprentissage technologique (cf. Graphique 24). Cette situation a créé un vrai problème d’acceptabilité politique et règlementaire du dispositif et suscité l’introduction de tarifs doublement adaptables pour tenir compte des différences de qualité des ressources accessibles (décroissance des tarifs en fonction du potentiel éolien par exemple), et pour tenir compte du progrès technique (tarifs dégressifs dans le temps pour la même unité après la période d’amortissement de l’installation, ou baisse programmée des tarifs pour les nouvelles unités) (Finon, 2004). Ces raffinements ont été introduits d’abord dans les tarifs allemands de 2000, dans les tarifs français de 2001 inspirés des précédents, et dans les tarifs portugais de 2001. Cependant, l’introduction de la dégressivité des tarifs d’achat de l’électricité verte doit être prudente : elle ne doit être ni trop forte ni trop rapide pour que le système incitatif ne perde pas de son intérêt (Percebois, 2004).

Graphique 24 : La réduction de la rente des producteurs avec l’adoption des tarifs flexibles

Source : d’après Lamy, 2004

Les controverses théoriques existent quant aux incitations dynamiques fournies par les tarifs d’achat². Pour certains auteurs (i.e. Sijm, 2002), l’incitation à l’innovation reste assez faible puisque les tarifs d’achat ne sont pas basés sur la compétition directe parmi les producteurs de l’électricité verte, et entre les producteurs de l’électricité verte et les producteurs conventionnels. Les autres auteurs contestent cependant ces affirmations et assurent que les tarifs d’achat peuvent être considérés comme efficients d’un point de vue dynamique puisque la rente des

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Le coût de la politique de soutient à l’EOR a été chiffré à 200 M€ en 1998 en Allemagne. Cette estimation pour l’année 2002, reportée par Jacobsson et Lauber (2006) croit jusqu’au 1,45 milliards €. Pour l’année 2005, la compagnie d’énergie allemand EoN fournit des estimations de coût de 3,4 milliards €. En Espagne, le coût de la politique de soutient à l’EOR est chiffré à 18,5 milliards € pour les 25 prochaines années (Bozonnet, 2009) 2

investisseurs incite le développement de l’électricité verte, ce qui induit un effet d’apprentissage (Menanteau et al., 2003 ; Finon, 2006).

En effet, comme le changement technologique réduit les coûts de production et comme, avec les tarifs d’achat, les producteurs gardent le surplus créé par le changement technologique (contrairement aux autres instruments de promotion où un tel surplus est partagé entre le producteur, le consommateur ou le contribuable), les tarifs d’achat offrent donc plus d’incitations à l’innovation (Menanteau et al., 2003). Une rente relativement plus importante pour les producteurs non marginaux de l’électricité verte peut donc être utilisée pour financer l’innovation. En plus, comme les tarifs d’achat sont considérés comme étant efficaces (cf. section 1.3.1), il est probable que les effets d’apprentissage seront plus importants en raison d’une production cumulative importante et donc des améliorations et des réductions de coûts de l’électricité d’origine renouvelable.

Huber et al., (2004) soulignent également que les constructeurs de technologies moins matures bénéficient de la promotion de technologies plus coûteuses, ce qui peut être mis en œuvre de façon plus efficiente au travers des tarifs d’achat spécifiques aux technologies. Avec le système de quotas d’EOR, les constructeurs sont encouragés à produire des composants au moindre coût. A plus long terme, cela peut résulter en des coûts de production plus élevés puisque les technologies

actuellement plus onéreuses ne seront pas développées¹ (cf. section 2.3.1 également). Les tarifs

d’achat facilitent également le développement des composants de haute qualité puisque l’objectif de l’investisseur est de minimiser les coûts de production et de maximiser les revenus provenant des tarifs d’achat pendant toute la période, ce qui induit un développement plus équilibré de l’EOR dans le temps.

Cependant, selon Finon (2009) les incitations peuvent s’avérer très coûteuses si les technologies n’ont pas encore atteint un niveau pré-commercial. En effet, quand on choisit les tarifs d’achat, on fait le pari que des effets d’apprentissage consécutifs au développement des capacités installées feront baisser les coûts unitaires. Le pari peut devenir très coûteux si l’on se trompe sur la pente de cette courbe d’apprentissage et si l’on confond les effets de la R&D, les effets d’apprentissage et les effets de production en taille industrielle. D. Finon prend l’exemple de la promotion des cellules PV en France pour lesquelles les tarifs d’achat sont quatre à cinq fois plus élevés que ceux de l’éolien. En plus, ces tarifs sont garantis de façon non décroissante sur les vingt ans de l’engagement. L’auteur estime que le coût total cumulé de la politique des tarifs d’achat pour promouvoir les cellules PV sur 2010-2020 sera de 12,3 milliards contre 680 millions € d’aides en faveur de l’éolien, dont la production serait sept fois plus importante en 2020². Du fait que l’avenir reste encore ouvert pour l’amélioration des cellules PV (entre les filières améliorées au silicium

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La promotion des technologies pour le moment plus onéreuses peut faciliter la réduction du coût de production à plus long terme puisque le coût peut décroître en raison de l’apprentissage technologique et de progrès technologique (l’apprentissage dans la manufacture, l’apprentissage dans l’utilisation, les économies d’échelle). 2

Avec les hypothèses des aides de 15 €/MWh (le tarif d’achat de 85 €/MWh moins 70 €/MWh le prix moyen du marché de gros) pour l’éolien, au lieu de 310 €/MWh pour le PV (le tarif d’achat de 380 €/MWh en moyenne moins 70 €/MWh pour le prix de gros).

cristallin et les filières couches minces), D. Finon suggère d’accroître plutôt les budgets de R&D amont et de démonstration industrielle pour favoriser la consolidation de nouvelles filières.

Pour résumer la politique des tarifs d’achat, on pourrait indiquer que ce type de promotion est tout à fait adapté à des techniques proches de la maturité commerciale en leur garantissant un signal stable et proche des prix de gros du marché électrique. Dans ce cas le système de promotion représente un coût limité pour la collectivité, diminue le risque pour les investisseurs et encourage le déploiement de l’électricité d’origine renouvelable (EOR) en garantissant le revenu stable au coût initial élevé des investissements (de Jager et Rathmann, 2008).

Il faut cependant remarquer que les tarifs d’achat sont fréquemment critiqués pour le manque de compatibilité avec la création d’un marché unique de l’électricité en Europe puisqu’ils sont considérés comme ayant un effet de distorsion sur la tarification concurrentielle entre les producteurs d’EOR, en particulier quand les producteurs étrangers ne sont pas éligibles pour les tarifs d’achat nationaux (Sijm, 2002 ; Wiser et al., 2002). Van Dijk et al., (2003) indiquent qu’avec la politique des tarifs d’achat, les acteurs du marché ne se préparent pas à la concurrence sur le marché libre (avec la fixation des prix sur les marchés spot). Or, certaines mesures ont été prises par quelques Etats membres, comme le lien au prix spot, afin de mieux articuler la politique des tarifs d’achat aux évolutions des marchés. Par exemple, depuis 2008 les opérateurs des éoliennes en Espagne peuvent opter pour « l’option marché », c’est-à-dire choisir le paiement incitatif de 3 ct€/kWh qui est lié au prix de l’électricité, au lieu de choisir le prix fixe d’achat d’électricité renouvelable. Le prix de l’électricité combiné avec le paiement incitatif est cependant plafonné à 8,7 ct€/kWh, ce qui signifie que lorsque le prix de gros dépasse 5,7 ct€/kWh l’incitation diminue et si le prix de l’électricité dépasse 8,7 ct€/kWh, l’incitation disparaît (McGovern, 2009)¹.

1.2.2 Les systèmes de quota

Dans le système de quota, certains acteurs du marché – e.g. producteurs, fournisseurs, consommateurs – ont un quota, ce qui signifie qu’ils sont obligés d’assurer une partie produite ou vendue d’électricité d’origine renouvelable (EOR). Afin d’être en conformité avec le quota, il est possible d’utiliser les certificats verts, prouvant ainsi l’origine de l’électricité renouvelable². Les certificats sont « produits » et vendus par les producteurs, alors que l’électricité est fournie directement au réseau. L’architecture des systèmes de quotas d’EOR présente des degrés de liberté. Par exemple, on doit définir si le quota s’applique aux producteurs ou aux consommateurs. Cette décision a des conséquences sur la question de savoir si on peut compter ou non la production étrangère dans le quota national. On doit également prendre en considération la possibilité d’épargner (banking) des certificats pour la prochaine période de mise en conformité ou encore la possibilité d’emprunter (borrowing) les futurs certificats pour être en conformité dans la période présente. Les

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Les options pour les provisions similaires existent également en République Tchèque, Danemark, Estonie, Pays-Bas et Slovénie (cf. OPTRES, 2007).

2

deux méthodes peuvent contribuer à diminuer la volatilité du prix du certificat vert sur le marché (cf. section 4.2.1 du Chapitre II). Ensuite il est nécessaire de se mettre d’accord sur la pénalité au cas où

les participants ne réalisent pas leurs quotas¹. (cf. le Tableau 16 pour les caractéristiques principales

des systèmes européens).

Tableau 16 : Les caractéristiques principales des systèmes de quotas d’EOR en Europe

Année innitale Quota Opérateurs mandatés Pénalité

Belgique (Flandres) 2002 5% (2010) Fournisseurs 12.5

Belgique (Wallonie) 2003 8% (2010) Fournisseurs 10

Italie 2003 2% (par an) Producteurs et importateurs

8.42 (le prix de l'année precedente comme

reference)

Suede 2003 16.9% (20010) Consommateurs ^{150% de prix moyen de CV}

de l'année precedente

Royaume Uni 2003 15.4% (2015-16) Fournisseurs 4.5

Pologne 2005 7.5% (2010) Fournisseurs ≅ 6

Romanie 2005 4.3% (2010) Fournisseurs

basé sur le prix de CV sur le marché de l'année de

non-conformité

Source : d’après Bertoldi et Rezessy, 2006

Le modèle de quota, à la différence des tarifs d’achat, utilise la méthode de fixation des quantités et laisse au marché la formation des prix. Bien qu’en théorie les deux approches puissent conduire aux mêmes résultats, les défenseurs des systèmes de quotas affirment que la tâche du régulateur est de définir les objectifs environnementaux, c’est-à-dire de fixer la quantité d’électricité d’origine renouvelable plutôt que le prix correspondant. Ainsi, ils s’attendent à une concurrence accrue entre les producteurs et à un emploi plus efficient des soutiens (Tirole, 2009). De plus, contrairement aux tarifs d’achat, le système de quotas d’EOR est plus compatible avec le régime concurrentiel, pour deux raisons (Finon, 2004). Premièrement, le quota national d’EOR est réparti de façon équitable entre tous les acteurs en concurrence. Il n’est donc plus nécessaire de prévoir un mécanisme de financement spécifique pour les compenser du coût du respect de leur obligation. Deuxièmement, le dispositif s’inscrit parfaitement dans celui du marché électrique. Comme la production renouvelable est valorisée deux fois : (i) par la vente d’électricité verte au prix du marché et (ii) par la vente des certificats par les producteurs aux opérateurs mandatés, cette vente des certificats agit comme une prime à la production d’électricité verte dans le respect du jeu concurrentiel entre participants au marché électrique. Ainsi donc, le mécanisme de soutien est connecté à l’évolution des prix de l’électricité (cf. Graphique 28 pour la formation du prix du certificat vert).

En théorie, le système de quotas d’EOR présente également plusieurs avantages en termes d’efficience économique (Percebois, 2004). En effet, le dispositif fournit une incitation à la baisse des coûts par la pression de la compétition des opérateurs mandatés soumis aux quotas d’EOR. Le dispositif permet donc de limiter les rentes versées aux producteurs-investisseurs. En effet, l’échange des certificats verts joue dans le sens de l’efficience économique en incitant à utiliser les technologies les plus performantes et les moins coûteuses (Del Rio et Gual, 2004). C’est la raison pour laquelle un

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La description détaillée des aspects à considérer dans un système de quota de l’EOR peut être trouvée dans Morthost (2000).

système de quotas d’EOR européen prendrait tout son sens économique à l’échelle communautaire pour réaliser les objectifs futurs. La mise en place d’un tel système permettrait une allocation optimale des efforts, et les ressources à moindre coût seraient utilisées, limitant ainsi le coût global de

réalisation des objectifs européens¹. La faiblesse principale du système est que les options à moindre

coût favorisées par le système de quotas d’EOR peuvent retarder l’arrivée des options à coût plus élevé (mais plus prometteuses à long terme) (REALM, 1999 ; Schaeffer et al., 1999), problème qui ne peut être limité qu’en introduisant des quotas différents selon les technologies (cf. section 2.3.1).

Les incitations fournies par les systèmes de quotas

Il existe une autre différence fondamentale entre les tarifs d’achat et les systèmes de quotas d’EOR, outre celle du mécanisme via les prix ou les quantités. Il s’agit de la composition des rentes, qui peuvent influencer les incitations. Alors que dans le système des tarifs d’achat le producteur perçoit la rémunération fixée pour l’électricité, sous le système de quota le producteur obtient deux types de revenus : le revenu de la vente directe d’électricité sur le réseau et le revenu qui provient de la vente des certificats verts.

Or, comme illustré dans le Graphique 29, les quantités croissantes d’électricité d’origine renouvelable sur le marché de gros peuvent diminuer le prix de l’électricité en raison de leur coût marginal de production à court terme (CMCT) quasi nul (Sensfuss et al., 2008 ; Morthorst, 2007). Le prix de gros peut être très bas pendant les périodes où la part de l’énergie éolienne sur le réseau est importante, et dans le cas extrême les prix peuvent chuter jusqu’à zéro (Bode et Groscurth, 2008). Par conséquent, les incitations à investir dans des unités renouvelables supplémentaires peuvent diminuer d’une façon importante. Dans le cas où, les coûts totaux de production (y compris le coût de capital) des capacités de l’EOR sont supérieurs au prix de l’électricité espéré, l’investisseur potentiel