Les gouvernements de plusieurs États ont eu un rôle actif dans le développement des installations de production d’énergie à partir de sources renouvelables, s’appuyant sur la mise en place de Renewable Portfolio Standards. En vertu des Renewable Portfolio Standards, un certain pourcentage de l’énergie consommée dans un État doit être produit à partir de sources renouvelables. Ce pourcentage est en général de 10 % à 20 % d’ici 2010 ou 2015.
À ce jour, 21 États ainsi que le district de Columbia ont adopté des Renewable Portfolio Standards qui fixent des objectifs d’énergie produite à partir de sources renouvelables, voire prévoient des sanctions en cas de non-respect de ces objectifs.
Certains États, par exemple le Texas, ont également mis en place des programmes de crédit pour les énergies renouvelables. Les crédits peuvent être utilisés par un producteur pour remplir ses obligations en termes de pourcentage d’électricité de sources renouvelables dans son portefeuille, conformément aux Renewable Portfolio Standards ou être vendus sur le marché secondaire. En appliquant des surtaxes sur les ventes d’électricité aux consommateurs résidentiels et commerciaux ou par d’autres moyens, 14 États ont collecté des fonds qu’ils investissent dans des projets d’énergies renouvelables, à travers des fonds de compensation.
6.7.9 ESPAGnE
En vertu de la directive « Énergies renouvelables », l’Espagne a un objectif de 29,4 % d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables dans sa consommation brute d’électricité en 2010.
Par ailleurs, le plan espagnol pour les énergies renouvelables pour 2005-2010 a prévu qu’en 2010, 12 % de la demande d’énergie proviendrait de sources renouvelables et que la capacité installée pour la biomasse atteindrait 2 039 MW.
La production d’électricité provenant d’énergies renouvelables fait l’objet d’un « régime spécial » en Espagne depuis 1980, régime spécial qui a été renforcé de manière significative en 1994.
Le décret royal 436/2004 a modifié de manière substantielle le cadre réglementaire espagnol des énergies renouvelables et a ainsi créé une plus grande stabilité réglementaire pour les producteurs qui sont éligibles peuvent choisir d’agir en tant que producteurs ordinaires au sein du marché concurrentiel (dans ce cas, aucun avantage ne s’applique).
Le décret royal prévoit par ailleurs que les producteurs soumis au régime spécial ont le droit de :
transférer toute l’électricité produite vers le distributeur le plus proche à un tarif réglementé. Le distributeur est légalement tenu d’acheter cette électricité ; ou
Pour les ventes à un distributeur, le prix est calculé selon la formule suivante :
(Tarif moyen de référence x 70 % pour la cogénération et 80 % pour la biomasse) +/- Bonification pour l’énergie réactive (4 % du tarif moyen régulé) sachant que le tarif moyen de référence 2006 est de 7,6588 centimes d’euro/kWh.
Pour les ventes sur le marché, le prix est calculé selon la formule suivante :
Prix horaire marginal + Prime (= 10 % du tarif moyen de référence) + Incitation financière complémentaire (= 20 % du tarif moyen de référence pour les kWh issus de la cogénération et 30 % du tarif moyen de référence pour les kWh issus de la biomasse) +/- Bonification pour l’énergie réactive (4 % du tarif moyen) + Garantie de capacité - Coûts de déviation (1) (si applicables).
Sur la base d’un « accord de tarif fixe », le producteur soumis au régime spécial vend l’énergie à un distributeur local à un tarif fixe.
Ce tarif fixe est calculé sur la base du tarif moyen de référence. Le tarif fixe est indépendant du prix du marché, puisqu’il est établi comme un pourcentage du tarif moyen de l’électricité (80 à 90 %), selon la source d’énergie. Même si l’accord de tarif fixe est choisi, le producteur reçoit une bonification pour l’énergie réactive. Cette bonification est à la charge du distributeur ; elle est calculée selon une matrice détaillée, qui varie en fonction du jour, de l’heure de la production et de divers autres facteurs.
(1) Le « coût de déviation » constitue une pénalité mensuelle qui est infligée au producteur soumis au régime spécial si les prévisions concernant la quantité d’électricité à fournir au distributeur ne sont pas respectées.
(1) Le « coût de déviation » constitue une pénalité mensuelle qui est infligée au producteur soumis au régime spécial si les prévisions concernant la quantité d’électricité à fournir au distributeur ne sont pas respectées.
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Aperçu des activités
Politique environnementale
Le tarif d’ensemble en 2006 pour l’activité de l’usine de Lucena est de 80,90 euros/MWh pour la cogénération et de 88,32 euros/
MWh pour la biomasse. Le prix annuel moyen du marché était de 52,41 euros/MWh en 2006.
En vertu du décret royal 436/2004, une actualisation de tous les tarifs régulés, incitations financières, primes et bonifications complémentaires devait avoir lieu avant le 31 décembre 2006 mais elle a été reportée à plusieurs reprises depuis le début de l’année 2007. La dernière échéance prévue est fin avril 2007. Les nouveaux tarifs proposés à ce jour seraient de 98 euros/MWh pour la cogénération et de 110 euros/MWh pour la biomasse. Ces tarifs devraient être applicables dès leur publication.
Autorisations et procédures administratives
Des autorisations administratives doivent être obtenues pour l’activité de production d’énergie, qui sont accordées par les administrations centrales, par celles des provinces autonomes et par les autorités municipales. Il y a quatre types différents
de licences et autorisations nécessaires pour la production d’énergie :
1. celles requises en vertu des règles applicables au secteur de l’électricité qui permettent aux installations de production d’électricité soumises au régime spécial de se voir attribuer un point de connexion au réseau ;
2. les autorisations générales pour la production d’énergie (autorisations en vue de la construction et la mise en service, autorisation d’exploiter provisoire pour commencer la production, autorisation d’exploiter définitive pour commencer l’exploitation commerciale) ;
3. les licences octroyées par les autorités municipales (permis de construire et licence d’installation et d’ouverture) ;
4 les licences liées à la protection de l’environnement (l’étude d’impact environnemental, l’autorisation en vertu de la loi IPPC 16/2002 pour certaines installations à fort potentiel de pollution et des autorisations de planification et immobilières).
6.8 Politique environnementale
Pour chaque projet éolien, à chaque étape, le Groupe a mis en place un code de bonnes pratiques et une démarche de suivi. À cet effet, l’ensemble du personnel de développement et de direction technique est sensibilisé aux problématiques environnementales, un correspondant étant nommé dans chaque entité (développement et technique) pour contrôler et superviser la mise en œuvre des règles et engagements.
L’implantation d’un parc éolien sur un site intervient à l’issue de nombreuses études analysant les différentes interactions entre le projet et son environnement local, notamment le paysage, les habitations, la faune et la flore.
Chaque projet d’implantation fait ainsi l’objet d’études paysagères particulières afin d’intégrer les parcs éoliens harmonieusement dans leur environnement, en tenant compte des habitations, du relief et dans le respect des caractéristiques culturelles et historiques de la région. L’insertion dans le paysage est en effet soigneusement étudiée en concertation avec les autorités nationales compétentes, par exemple, en France, la Direction Régionale de l’Environnement et la Commission Départementale des Sites et des Paysages, qui se prononcent sur chaque projet. L’aspect esthétique des éoliennes demeure un point subjectif et sur lequel les fabricants effectuent des efforts quant à leur design et leurs couleurs.
Depuis les premières éoliennes, d’importants progrès technologiques ont été réalisés et ont permis de réduire significativement le niveau sonore des aérogénérateurs. Ainsi, aujourd’hui une éolienne n’est que très peu perceptible au-delà de 300 mètres, présentant un niveau sonore d’environ 40 décibels db(A), soit le bruit d’une conversation à voix basse, et ce bruit est souvent couvert par le fond sonore de la nature. En outre, des études acoustiques préalables sont menées sur chaque parc éolien de manière à garantir un environnement sonore conforme à la réglementation en vigueur.
Enfin, les projets font systématiquement l’objet d’études d’organismes ou associations spécialisées, en particulier, en France, de la Ligue pour la Protection des Oiseaux. Ces organismes formulent des recommandations quant à l’organisation des travaux et parfois en termes d’implantation d’éoliennes lorsque les parcs développés se situent sur des passages migratoires.
La politique de management environnemental du Groupe lui a permis de recevoir en 2005 la certification ISO 14001 pour ses activités de développement, de construction et production d’énergie éolienne en France.
Cette certification, obtenue à l’issue d’un audit effectué par un organisme agréé indépendant, vient valider la mise en place par le Groupe d’un système de management environnemental qui inclut :
une analyse environnementale permettant de dresser un état des lieux des activités, de la réglementation applicable à ces dernières et des impacts environnementaux qu’elles induisent ; une politique environnementale comportant un engagement d’amélioration continue et de prévention de la pollution, de conformité à la législation et à la réglementation environnementales applicables et aux autres exigences auxquelles le Groupe a souscrit ;
la structure organisationnelle, les activités de planification, les responsabilités, les pratiques, les procédures, les procédés et les ressources pour élaborer, mettre en œuvre, réaliser, passer en revue et maintenir la politique environnementale du Groupe.
Ce système de management environnemental participe directement d’une inscription des activités du Groupe dans une logique de développement durable. Le maintien ultérieur de la certification est subordonné à la vérification régulière (sur une base annuelle) de la
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L’organigramme ci-après est l’organigramme simplifié des principales sociétés constituant le Groupe au 31 décembre 2006. Les participations sont présentées en pourcentage arrondi de capital et de droits de vote :
EDF Energies Nouvelles S.A A.I.R. of America / Palier US
(USA)
Électrique de la Chabossière SNC (France)
P.E. des Polders du Dain SNC (France)
P.E. de la Conque SNC (Aumelas) (France)
Éolienne Sainte Rose SNC (a) (France)
SIIF Guadeloupe Services SNC (France)
Réunion 1 SAS (France)
Éolienne Petit Canal n°1 SNC (a) (France)
Éolienne Petit Canal n°2 SNC (a) (France)
Éolienne Petit Canal n°3 SNC (a) (France)
Éolienne Petit François SNC (a) (France)
Plein Vent Lou Paou (France) 102
(a) Sociétés de projets. Le pourcentage indiqué est celui pris en consolidation, et non le pourcentage réel.
100,00 %
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Organigramme
Le tableau ci-dessous résume les principales relations entre la Société et ses filiales dans les zones Europe et Amériques au 31 décembre 2006 :
Valeurs en consolidation (en millions d’euros)
EDF Energies nouvelles
(société mère) Europe (1) Amériques (1) total consolidé
Actifs immobilisés (2) 10,814 684,980 251,479 947,273
Endettement financier hors groupe (3) 98,011 430,702 81,986 610,699
Trésorerie nette du bilan (4) 258,388 79,814 7,067 345,269
Flux de trésorerie liés à l’activité (14,806) 35,889 68,308 89,391
Dividendes versés dans l’exercice et revenant à la société cotée 1,122 (1,122) 0 n.a.
(1) Hors EDF Energies Nouvelles S.A.
(2) Dont écart d’acquisition, autres immobilisations incorporelles, immobilisations corporelles et titres mis en équivalence.
(3) Dont 962 000 d’euros de juste valeur des instruments de couverture de la dette de l’Europe, et hors découverts qui figurent en trésorerie nette au bilan.
(4) Hors découverts bancaires, trésorerie bloquée et reclassements nantissement (11,1 millions d’euros aux Amériques).