Répercussion des coûts

589. La répercussion des coûts de l’énergie renouvelable dans la facture d’électricité est avant tout un choix politique des Régions. Les mécanismes de soutien pouvaient par exemple être aussi financés via les moyens généraux. Il a été décidé de répercuter ces coûts via la facture d’électricité afin de s’assurer de leur prise en charge par le consommateur, au risque d’assister à une hausse très sensible de cette facture. Au printemps 2011, les tarifs d’Infrax et d’Eandis ont été adaptés afin de compenser la croissance des coûts inhérents à l’obligation d’achat des certificats verts, ce qui a généré une hausse soutenue des tarifs du réseau de distribution. Le financement actuel par le biais des tarifs d’électricité (via les gestionnaires de réseau et les fournisseurs) n’est pas tenable à terme, car un nombre croissant de consommateurs ne contribuent pas aux coûts croissants de l’énergie renouvelable. Pour ne pas saper l’appui social aux énergies renouvelables, il conviendra dès lors de tenir aussi compte à l'avenir des tendances suivantes.

Répercussion du montant de l’amende

590. La comptabilisation des coûts de l’énergie renouvelable via la « Contribution énergie renouvelable et cogénération » dans le prix du fournisseur est à l'heure actuelle opaque. Les fournisseurs (à l'exception d’Electrabel) répercutent par région un montant basé sur le pourcentage de quota (variable par région) et sur le montant de l’amende (différent par région). Par le passé, la CREG a déjà souligné à maintes reprises que les coûts répercutés par les fournisseurs ne sont pas nécessairement proportionnels au prix d'achat des CV, et encore moins au coût réel de ces CV. C’est pourquoi la CREG propose de ne soutenir que la différence entre le coût réel de l’énergie renouvelable et son rendement et à la répercuter au consommateur final. Au vu du principe de droit général de l’UE en vertu duquel les tarifs doivent être fonction des coûts, cette proposition répond aussi à ce principe politique. La

CREG peut approuver au préalable le coût de l’ER, par technologie, comme elle l’a implicitement fait pour le prix de revient de la production éolienne offshore. Ce processus d’approbation pourra être périodiquement répété, avec des rectifications à la hausse comme à la baisse.

591. Les coûts réels des certificats achetés ou produits doivent normalement être comptabilisés.

Payer pour l'utilisation du réseau

592. Pour que tout usager du réseau de distribution paie son emploi, un découplage entre la rémunération du réseau de distribution et la consommation d'électricité est nécessaire. Un groupe de consommateurs sans cesse plus nombreux utilise le réseau de distribution, sans toutefois en payer le prix, en raison du caractère local de l’électricité produite. Étant donné toutefois que la production de cette électricité et sa consommation ne sont pas simultanées, ces producteurs utilisent aussi le réseau de distribution.

593. Les ménages disposant d’une installation PV paient des coûts de réseau réduits en raison du système du compteur tournant à l’envers. Les coûts du financement des certificats verts incombent aux ménages sans installation PV. De même, les plus gros clients ayant investi dans la production décentralisée et consommant l’électricité sur place ne contribuent pas (suffisamment) aux coûts de réseau qu’ils induisent.

594. Pour freiner la hausse des tarifs du réseau de distribution, il importe que tout usager du réseau (les producteurs décentralisés aussi donc) paie pour cette utilisation. Ce résultat pourrait être atteint par l’installation d’un compteur intelligent chez les producteurs décentralisés, de sorte que le prélèvement et l’injection puissent être mesurés avec précision. Ce faisant, les producteurs décentralisés acquitteront le montant réellement dû pour leur utilisation du réseau.

595. Étant donné que le prix du marché moyen des certificats flamands est en replis, les gestionnaires de réseau de distribution rachèteront aussi à l'avenir les certificats d’autres technologies (éolien onshore et cogénération). Pour conserver le soutien social aux énergies renouvelables et éviter une hausse sensible du tarif du réseau de distribution, il importe que tout usager du réseau paie pour cette utilisation.

Énergie éolienne off-shore : une future augmentation de son coût

596. Bien que l’énergie éolienne offshore en soit encore à ses balbutiements et que seulement 195 MW (sur les futurs 2.000 MW) soient opérationnels, nous avons assisté à une hausse du tarif du réseau de transport de 1,00 EUR/MWh. Toutefois, à l’avenir, lorsque tous les parcs seront opérationnels, le coût annuel excèdera EUR 700 millions. Si l’intégralité de ce montant est répercutée via les tarifs du réseau de transport, cela générera une hausse tarifaire de EUR 161²¹⁹ par année et par famille. Cette hausse pourra être compensée en affectant le produit de la taxe nucléaire au financement des parcs d'éoliennes offshore.

597. La constitution d’une infrastructure de base commune en Mer du Nord, sur laquelle les 7 concessionnaires individuels sont raccordés, pourra générer une économie de coûts (ponctuelle et substantielle), estimée à plus de EUR 100 millions par rapport au scénario actuel dans lequel chaque concessionnaire développe séparément sa propre infrastructure de base. La CREG soutient par conséquent pleinement le concept de la « prise de courant en mer ».

219 Une capacité offshore totale installée de 2.068 MW induit une production annuelle de 7.238.350 MWh, soit un coût total en certificats verts de EUR 741.415.500. Nous divisons ce montant par le nombre de ménages en Belgique (4.602.510) et obtenons EUR 161 par année et par famille.