Contexte réglementaire pour la production éolienne
Nous abordons à présent le contexte réglementaire de ces producteurs renouvelables et éoliens en parti- culier.
Principes et historique des politiques de soutien aux énergies renouvelables et à l’éolien (a) Le contexte des négociations climatiques internationales
La prise de conscience concernant le réchauffement climatique au niveau international s’est large- ment étendue et démocratisée depuis la première conférence internationale sur le climat en 1968.
Celle-ci a permis d’adopter en 1997 le protocole de Kyoto qui fixait pour la première fois des enga- gements chiffrés de réduction ou de limitation des émissions de gaz à effet de serre (GES) pour les pays industrialisés pour la période 2008- 2012 (objectif de −5, 2% par rapport à 1990).
Depuis, les négociations se sont heurtées - et continuent de se heurter - à la difficulté d’adopter un consensus autour d’un objectif commun et des efforts partagés pour limiter ce réchauffement. C’est ce que nous ont montré les sommets de Copenhague en 2009, de Cancun en 2010. Les résultats prin- cipaux de ces sommets ont été l’adoption de fonds pour l’adaptation à ce réchauffement des pays les plus pauvres et un objectif de limiter le réchauffement à moins de 2◦ par rapport à l’ère pré- industrielle (1880-1899), sans parvenir à un accord contraignant. En Décembre 2015, l’accord de Paris formule même un objectif de rester sous la barre des 1.5◦bien que cette cible semble d’ores-et- déjà hors d’atteinte[44].
Pour tenter de respecter cet objectif en termes de réchauffement, il est prévu que les États fournissent des engagements volontaires en matière d’émission de gaz à effet de serre, qui seront revus tous les 5 ans et qu’ils communiquent sur les actions menées pour limiter ou réduire ces émissions.
(b) Motivations pour mettre en œuvre des politiques favorisant le développement des productions renouvelables
Aux négociations climatiques, s’ajoutent des enjeux énergétiques supplémentaires tels que les ques- tions d’indépendance énergétique et de dépendance aux énergies fossiles non renouvelables[71]. Elles favorisent l’adoption de mesures prônant le développement des énergies d’origine renouvelable à l’échelle nationale ou pour des groupes de pays comme l’Union Européenne.
Ces dispositions permettent ainsi de s’attaquer à la nécessité d’intervenir dans la lutte contre le ré- chauffement climatique tout en traitant des questions stratégiques du point de vue énergétique. Tou- tefois, nous pouvons remarquer que l’objectif de limitation du réchauffement climatique, et plus lar- gement la situation économique actuelle pose la question de la viabilité de notre modèle énergétique et de consommation et le « remplacement » de ressources énergétiques fossiles par des ressources renouvelables, sans interroger nos modes de consommation est pour le moins discutable19.
Une réduction de nos consommations passant par la remise en question de nos besoins, puis la re- cherche de l’efficacité énergétique, et enfin une utilisation de ressources renouvelables pour les be- soins énergétiques restants uniquement constituent les trois axes de travail proposés par l’association NegaWatt, comme illustré dans la figure B.4.
19. Pour le cas français, une analyse a toutefois montré la faisabilité d’un mix énergétique entièrement renouvelable[17], mais des hypothèses sur la consommation et la gestion de la demande avaient toutefois été adoptées.
FIGUREB.4 – La démarche NegaWatt
(c) Des engagements nationaux pour les renouvelables
Comme nous l’évoquions plus haut, les objectifs défendus en matière de production renouvelable sont le plus souvent nationaux ou régionaux, du fait de leur dépendance aux politiques en matière d’énergie. L’Inde s’est par exemple engagée à produire 40% de son électricité à partir d’énergies re- nouvelables d’ici 2030.
Au niveau européen, le paquet Energie-Climat adopté fin 2008 et sa directive 2009/28/CE adoptée en avril 2009 fixe l’objectif de 20% d’énergies renouvelables dans le mix énergétique européen pour 2020. Il s’articule en objectifs nationaux reportés sur la figure B.5. L’énergie éolienne est susceptible d’être une actrice importante pour répondre à cet objectif avec une capacité installée pour les pays de l’Union Européenne qui devrait passer de 74.7 GW fin 2010 à 230 GW d’ici 2020, selon des projec- tions d’EWEA[143].
FIGUREB.5 – Engagements nationaux dans le cadre du paquet Energie-Climat européen
De plus la directive européenne 2001/77/EC fixe un objectif de pousser la part de d’électricité d’ori- gine renouvelable à 21% en 2010.
Ensuite, en Octobre 2014, les dirigeants européens ont conclu un accord [64] pour augmenter la part d’énergie renouvelable à 27% de la consommation d’ici 2030.
Au niveau français, l’adoption du paquet Energie Climat pour 2020 se traduit par un objectif de 23% de la consommation à fournir par des énergies renouvelables. Auparavant, le « livre blanc » fixait en 1997 les premiers objectifs en matière de production renouvelable : passer de 5.4% à 12% en 2010 de la consommation brute fournie par ce type de production.
Depuis les lois Grenelle, et récemment la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) sont notamment venues modifier la réglementation en matière de développement de la production renouvelable. Ainsi, avec cette dernière loi, la France a désormais un objectif de couvrir 32% de ses besoins énergétiques par des productions renouvelables en 2030.
(d) Des moyens variés pour mettre en œuvre cette volonté
Le plus souvent, les objectifs officiels prennent la forme d’une part de la consommation à fournir avec ce type de production. Néanmoins elles peuvent simplement correspondre à un budget alloué à cette question comme c’est le cas de la France qui s’est engagée pendant la COP 21 à investir 2 milliards d’euros pour stimuler cette filière en Afrique.
Nous pouvons donc distinguer divers instruments politiques, légaux et financiers pour encourager et gérer les productions d’énergie d’origine renouvelable.
Parmi eux, les principaux (notamment en Europe) sont :
— les subventions à la production renouvelable (une rémunération fixe par unité d’énergie pro- duite ou injectée sur le réseau),
— les primes ou « premiums » (une part de subvention fixe pour assurer un revenu de base auquel s’additionnent les revenus issus des ventes sur le marché de l’électricité),
— l’aide à l’investissement (subvention, prêt à taux réduit),
— l’exigence donnée aux générateurs d’inclure une part d’énergie d’origine renouvelable dans leur production.
On peut également trouver des mécanismes sur les quantités produites ou investies (enchères concur- rentielles20, quotas comme les certificats verts21/RPS), des incitations fiscales (tva réduite, crédits d’impôts, taxe carbone...).
Le premier mécanisme de subvention sous forme d’un tarif de rachat est très répandu, comme on peut le voir dans la figure B.6 [77]. Plus d’une centaine de pays dans le monde l’a adopté. Il intervient souvent dans les premiers stades de développement et d’implantation des technologies renouvelables sur un marché.
20. Au sein de ce système, les producteurs sont sélectionnés par appel d’offres sur le prix du kWh, avec des quantités de production fixées à l’avance.
FIGUREB.6 – Développement historique des politiques de tarifs de rachat pour les productions renouve- lables dans le monde - Année, Nombre total de pays concernés, Nouveaux pays ayant adopté ce type de mesure pour l’année en question
Comme l’illustre [65], il existe plusieurs modes de fixation du niveau de subvention : une fixation administrative basée sur une estimation des coûts et/ou bénéfices de l’investissement, un processus de compétition comme une enchère ou un appel d’offres, ou encore un système de quota. Elle peut également être fixe ou bien utiliser une indexation pour s’adapter à l’évolution des coûts. La durée durant laquelle elle sera perçue est également fondamentale et il est possible de différencier les tarifs en fonction des technologies que l’on souhaite favoriser.
Le coût correspondant à ces subventions est la plupart du temps pris en charge par les consommateurs. C’est le cas en France, en Allemagne, au Danemark, en Espagne... Bien qu’une participation directe au marché soit souvent encouragée, la Commission Européenne a conclu en 2008, dans un document de travail portant sur l’usage des productions d’énergie renouvelables[19] que, comme pour le travail réalisé en 2005, « well-adapted feed in tariff regimes are generally the most efficient and effective support schemes for promoting renewable electricity. ».
Ensuite, à divers stades de maturité, le mécanisme de premium est souvent adopté pour inciter les centrales à participer au marché de l’électricité et à se plier davantage aux contraintes de fonction- nement du système, avant d’envisager une rémunération intégralement basée sur cette participation, sans plus aucune forme de subvention.
Celui-ci peut être choisi flottant ou fixé, et la durée de référence durant laquelle il sera perçu peut être modifiée pour jouer sur l’exposition au risque des investisseurs. Son montant peut également être fixé a priori ou a posteriori par rapport aux opérations physiques.
Davantage de détails sur le fonctionnement de ces mécanismes sont fournis dans la partie B.2 de ces annexes.
Statut de la réglementation pour l’énergie éolienne (a) Un contexte réglementaire complexe
Nous présentons dans cette partie quelques éléments pour illustrer la complexité du cadre réglemen- taire dans lequel s’insère ce type de production, à l’intersection de lois internationales et nationales, dont l’objet principal peut être l’énergie comme l’aménagement du territoire, et qui sont régulière- ment modifiées et renégociées. Ces éléments n’ont donc pas vocation à être exhaustifs et se limitent à la situation réglementaire telle qu’elle apparait à l’autrice au moment de la rédaction de ce manuscrit.
Nous fournissons ainsi quelques exemples de réglementations, le plus souvent pour les cas européen et français car ils appartiennent au contexte dans lequel les méthodes développées dans cette thèse ont été appliquées, bien que ce travail puisse trouver une utilité pour d’autres zones géographiques.
A l’échelle des pays, les politiques adoptées, leur calendrier, et les manières de les implémenter, sont hétérogènes. Les différents systèmes de gouvernance utilisés pour déterminer le montant et les condi- tions d’attribution de subventions en Europe sont par exemple illustrés dans [65].
Rien qu’en France, les lois impactant le déploiement de l’énergie éolienne se sont succédées, créant un contexte mouvant et complexe du fait de la multiplicité des facteurs réglementaires mis en jeu. Nous retenons quelques dates pour ce cas précis, mais comme nous le mentionnions plus haut, il s’agit de montrer sur un exemple familier l’intrication et l’instabilité des lois mises en jeu. Le tableau B.6 fourni dans ces annexes donne plus de détails sur ces éléments[20].
Le tableau B.2 illustre ainsi quelques exemples de lois impactant les installations de production éo- lienne « onshore », implantées en France métropolitaine. Nous décrivons à chaque fois l’origine de la loi, nationale, ou européenne, son domaine d’application (à savoir si la loi a une mission d’incitation ou de soutien à la rémunération ou bien un rôle sur la politique d’implantation et les règles d’instal- lations techniques et géographiques), et si elle annule et remplace des réglementations existantes.
Date Evènement Origine de la loi Domaine de la loi Remplace une loi précé- dente
Nationale Internationale Rémunération Implantation 1996 Programme « Éole 2005 » x x
2000 Loi relative à la modernisation et au développement du service public
x x x
2001 Arrêté fixant les conditions d’achat par EDF de l’électricité éolienne
x x
2003 Loi urbanisme et habitat x x
2005 Loi fixant les orientations de la po- litique énergétique
x x x
2006 Arrêté améliorant les conditions d’achat d’électricité éolienne
x x
2007 « Grenelle de l’environnement » x x
2008 Arrêté concernant le tarif de rachat x x x 2009 Directive 2009/28/CE du Parlement
Européen et du Conseil
x x
2010 Distance de 500m aux habitations imposée, émissions sonores sou- mises à réglementation des bruits de voisinage
x x
Juillet 2010
Loi portant engagement national pour l’environnement dite Loi Gre- nelle 2
x x
Avril 2013
Loi visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre (dite Loi Brottes)
x x x
Décem- bre 2013
La Cour de justice européenne (CJUE) considère que le système de rachat de l’électricité d’origine éolienne tel qu’il est organisé en France est un avantage accordé au moyen de ressources d’Etat au bé- néfice des industriels de l’électricité éolienne contraire au règlement du marché européen
x x
2014 Arrêté fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les ins- tallations éoliennes à terre
x x x
2015 Loi relative à la transition énergé- tique pour la croissance verte
x x x
TABLEB.2 – Évolution réglementaire concernant l’éolien « onshore » métropolitain
Nous constatons ainsi que les lois ont été régulièrement modifiées, remplaçant ou complétant le cadre réglementaire existant quasiment tous les ans depuis les années 2000, en impactant en particulier soit la manière dont la rémunération des centrales est effectuée, soit la manière dont elles doivent être implantées et opérées.
(b) Un mouvement vers plus de dérégulation pour les renouvelables et l’éolien
Malgré la complexité et la versatilité de la réglementation en matière de production d’électricité d’ori- gine éolienne, nous pouvons distinguer une tendance de fond qui cible une intégration de plus en plus forte aux marchés organisés de l’électricité.
Motivations pour passer d’un régime de subventions à une participation directe des productions éoliennes au marché
Les subventions fournissent un cadre incitatif favorable qui permet de soutenir des technologies à dif- férents stades de maturité, en limitant leurs risques, leur garantissant une rentabilité et une stabilité, tout en étant simple à mettre en œuvre.
Le développement de l’éolien, dont les filières soutenues par ces subventions est si important que la question de la pénurie de sites à fort potentiel devient une préoccupation pour certains acteurs [121, 160], et que de nouveaux types de centrales sont développées pour fonctionner avec des ré- gimes de vent plus faibles[17] : « Ces turbines, à pales plus grandes pour une puissance de géné- ratrice donnée, offrent une production accrue à des vitesses de vent plus faibles. En contrepartie, la vitesse de vent maximale autorisant leur fonctionnement se trouve elle aussi réduite. Cette nouvelle technologie de turbines doit permettre d’accroître le potentiel de production des sites les moins ven- tés et ainsi, permettre de rendre exploitables des sites considérés aujourd’hui comme non rentables.».
Toutefois, le coût de ces mécanismes de subventions, et des tarifs de rachat notamment, est sou- vent critiqué22 ainsi que leur habilité à contrôler le volume global de capacités investies, critiques
auxquelles s’ajoute l’absence de concurrence entre les producteurs pour obtenir ces subventions, le problème de l’obligation d’achat faite aux entreprises (y compris en cas d’épisodes de prix négatifs), et enfin et surtout l’absence de réaction des productions éoliennes face aux signaux de prix du marché dans ce type de cadre.
Pour répondre à ces griefs, plusieurs solutions sont envisageables : la limitation des rentes avec des tarifs adaptables dynamiquement, la mise en place d’un contrôle sur les quantités, et enfin la solution la plus souvent retenue étant l’introduction des productions sur le marché de l’électricité en assurant un complément de rémunération sous la forme d’un premium23.
Ainsi, de manière générale, les dispositifs de soutien au déploiement des énergies renouvelables sont encouragés lorsque les investissements émanents d’une rémunération uniquement basée sur le mar- ché de l’électricité sont jugés insuffisants par rapport aux objectifs collectifs, ou pour corriger des défaillances de marché24. Au niveau de l’Union Européenne, ce sont ces cas qui justifient une aide
d’état, qui doit obligatoirement être transitoire.
Or, les productions renouvelables, et éoliennes « onshore » en particulier, atteignent un stade de dé- veloppement intéressant et commencent à être concurrentielles.
Dans ce cadre, la position officielle, pour l’Union Européenne notamment25 est donc d’encourager ces productions à participer au marché, avec un éventuel complément de rémunération dans un pre- mier temps, l’objectif étant d’avoir « an internal market with price signals reflecting real market conditions»[65]26.
22. En France, elles sont par exemple financées par la Contribution au Service Public de l’Electricité (CPSE), une taxe sur la consommation d’électricité pouvant atteindre 10 à 13% de la facture des ménages.
23. Nous ne développons pas ici la question des instruments de soutien aux énergies renouvelables basées sur les quantités dont les limites tiennent principalement aux risques de volatilité des prix et des difficultés de mise en œuvre, car elles sont moins souvent appliquées, mais il existe également des solutions pour répondre à leurs limitations comme la mise en place d’enchères.
24. La partie B.1 de ces annexes fournit quelques explications sur les défauts de marché, qui peuvent prendre la forme de prix ne correspondant pas aux coûts réels ou à tous les avantages qu’ils représentent pour la collectivité.
25. Ce travail de thèse ne se limite pas à une contribution au niveau européen, mais nous utilisons souvent des exemples européens pour illustrer les tendances perçues sur l’évolution des systèmes électriques.
En Allemagne par exemple, les productions renouvelables qui reçoivent des subventions doivent par- ticiper au marché EPEX SPOT depuis 2010. Toutefois, [65] rappelle que l’implémentation des lignes directrices du « Council of European Energy Regulators » (CEER) n’est pas encore réalisée dans la plupart de Etats membres.
Pour encourager cette participation des productions renouvelables aux marchés, il est préconisé de développer les marchés court-terme comme le « Day-ahead » et l’infra-journalier. La diminution des coûts de production pour les moyens renouvelables, l’adaptation des marchés conventionnels avec la fermeture de certaines centrales, et donc l’augmentation des opportunités de rémunération, et l’in- ternalisation de coûts externes, comme les gaz à effet de serre, devraient également encourager la participation de ce type de production au marché.
Des liens entre tarifs de rachat et participation au marché peuvent tout de même être faits. L’ensemble de la production bénéficiant de subventions peut par exemple être récupérée par un acteur indépen- dant qui pourrait la vendre sur le marché. Le gestionnaire de réseau de transmission (TSO) allemand endosse par exemple ce rôle. Dans ce cas, même si les producteurs ne sont pas influencés par les prix de marché, les transactions réalisées sur le marché prennent au moins compte de ces opérations. Des bonus peuvent être envisagés pour ces acteurs pour les encourager à obtenir les meilleurs prévisions possibles, mais il est également possible d’agréger les productions pour limiter le risque, par exemple avec l’introduction d’un nouveau type d’opérateur participant au marché27. Un tarif de rachat diffé-
rencié, par exemple en fonction des périodes de l’année, peut aussi être envisagé pour encourager les productions renouvelables à s’adapter aux besoins du marché.
En France à partir de 2016[65], l’électricité achetée auprès de ces producteurs sera en partie vendue sur le marché « spot », et en partie via des contrats « futures ». Des détails sur ces différents types de contrats sont données dans la partieB.2. Une différentiation des tarifs de rachat en fonction de la pé- riode de l’année couverte est également déjà appliquée pour les productions hydrauliques. Les liens entre tarifs de rachat et marché pour l’Autriche, la Hongrie et l’Allemagne sont également abordés dans [65].
A terme, une participation complète, directe et sans subventions, au marché dans des condi- tions similaires aux productions traditionnelles a deux conséquences : un revenu modifié qui passe d’un système de rémunération fixe par unité d’énergie, à un système où elle dépend du prix de marché, ainsi que la prise de responsabilité en termes d’équilibre du système électrique.
Réglementation pour la participation des productions éoliennes au marché de l’électricité
S’insérant dans ce mouvement vers une participation directe des productions renouvelables aux mar- chés de l’électricité, la commission Européenne a fourni en 2014 de nouvelles lignes directrices encadrant les aides d’État à l’énergie et l’environnement. Celles-ci font une distinction pour déter- miner l’aide à apporter en fonction de la taille des installations et de la maturité des technologies considérées :
— Pour les installations d’une puissance inférieure à 500 kW, (3 MW pour l’éolien), ou les projets