Source: https://www.fichier-pdf.fr/2015/10/05/avis-082015-cwape-agw-042015-surcout/
Timestamp: 2020-07-02 09:28:32+00:00
Document Index: 63128846

Matched Legal Cases: ['§1', '§1', '§2', '§3', '§4', '§6']

avis 082015 - cwape - AGW 042015 - surcoût par acso - Fichier PDF
avis 082015 cwape AGW 042015 surcoût .pdf
Nom original: avis 082015 - cwape - AGW 042015 - surcoût.pdfTitre: Microsoft Word - 15h28-Avis sur projet AGW modificatif PEV-version finalisée après relectureAuteur: acso
Ce document au format PDF 1.6 a été généré par PScript5.dll Version 5.2.2 / Acrobat Distiller 9.5.5 (Windows), et a été envoyé sur fichier-pdf.fr le 05/10/2015 à 11:21, depuis l'adresse IP 109.132.x.x. La présente page de téléchargement du fichier a été vue 474 fois.
Taille du document: 1.2 Mo (70 pages).
COMMISSION WALLONNE POUR L’ENERGIE
CD‐15h26‐CWaPE‐1510
‘projet d’arrêté modifiant l’arrêté du 30 novembre 2006
relatif à la promotion de l’électricité produite au moyen
de sources d’énergie renouvelables ou de cogénération,
tel que modifié par les arrêtés
du 20 février 2014 et du 3 avril 2014’
rendu en application de l’article 43bis du décret du 12 avril 2001 relatif à
l’organisation du marché régional de l’électricité
Le 28 août 2015 (version finalisée après relecture)
Route de Louvain‐la‐Neuve 4 bte 12, 5001 Namur (Belgrade)
Tél.: 081/33.08.10 ‐ Fax: 081/33.08.11
Avis de la CWaPE sur le projet d’arrêté modifiant l’arrêté du 30 novembre 2006
relatif à la promotion de l’électricité produite au moyen de sources d’énergie renouvelables
ou de cogénération, tel que modifié par les arrêtés du 20 février 2014 et du 3 avril 2014
.................................................................................................................................... 5
Executive summary ‐ Stratégie SER à l’horizon 2024 (relatif au chapitre 1) ...................................... 7
Stratégie énergie renouvelable en Wallonie ‐ Objectifs à l’horizon 2020 et 2030 .................. 19
1.1. Méthodologie développée par la CWaPE ......................................................................... 19
1.2. Rappel synthétique de la stratégie énergie renouvelable (stratégie SER) définie par le
Gouvernement .................................................................................................................. 20
1.3. Analyse menée par la CWaPE ........................................................................................... 22
Eléments relatifs à la consommation finale d’énergie et à la consommation
d’électricité sur le territoire wallon en 2020 et 2030 ..................................... 22
Eléments relatifs à l’analyse des productions additionnelles d’électricité verte
et des enveloppes de certificats verts ............................................................ 22
Analyse des enveloppes de certificats verts définies par le Gouvernement .. 25
1.4. Définition d’un scénario actualisé par la CWaPE .............................................................. 25
d’électricité sur le territoire wallon en 2020 et 2030 ..................................... 25
Prévisions de productions additionnelles d’électricité verte et d’enveloppes
de certificats verts .......................................................................................... 27
Analyse de l’impact du scénario CWaPE sur le marché des certificats verts . 29
1.5. Réponses aux questions spécifiques ................................................................................ 35
Possibilité de création de nouvelles bulles ..................................................... 35
Impact de la proposition sur le coût du mécanisme de soutien à la promotion
de l’électricité verte en 2020 (par rapport à la trajectoire initialement prévue
de 8000 GWh en 2020) ................................................................................... 37
Impact de la proposition sur le tarif de l’électricité par rapport à la trajectoire
initialement prévue de 8000 GWh en 2020 ................................................... 41
Examen du coût d’un back‐up destiné à pallier l’intermittence de la
production d’électricité renouvelable ............................................................ 47
1.6. Conclusions ....................................................................................................................... 49
Mise en place d’un comité biomasse ................................................................................... 53
2.1. Description du contexte.................................................................................................... 53
2.2. Cadre législatif applicable à la biomasse .......................................................................... 54
Décret ............................................................................................................. 54
Arrêté .............................................................................................................. 54
Code de comptage .......................................................................................... 54
2.3. État de l’existant ............................................................................................................... 55
2.4. Analyse du projet d’arrêté du Gouvernement wallon ...................................................... 56
Art. 2, introduisant un article 19 septies, §1er dans l’AGW ........................... 56
Article 2, introduisant un article 19 octies, §1er ............................................ 57
Article 2, introduisant un article 19octies, §2 ................................................. 58
Article 2, introduisant un article 19octies §3 .................................................. 58
Article 2, introduisant un article 19octies §4 .................................................. 58
Publicité de l’attestation biomasse ................................................................ 58
Indépendance et confidentialité ..................................................................... 59
Simplification administrative .......................................................................... 59
2.5. Autres considérations ....................................................................................................... 60
ANNEXE 1 – Hypothèses relatives à la projection de la production d’électricité SER par filière sur base
des sites « ancien régime », Solwatt et Qualiwatt ........................................................... 61
ANNEXE 2 – Actualisation des productions additionnelles et des enveloppes pour le scénario
5972 GWh E‐SER en 2020 et 10 328 GWh E‐SER en 2030 ................................................ 62
ANNEXE 3 – Projections de consommation d’énergie par secteur (Bureau Fédéral du Plan) .............. 64
ANNEXE 4 – Projections de l’évolution du marché des CV selon le scénario CWaPE dans l’hypothèse
Solwatt 15 ans ................................................................................................................... 65
ANNEXE 5 – Analyse de l’impact du scénario du Gouvernement 5972 GhW en 2020 sur le marché des
certificats verts ................................................................................................................. 66
ANNEXE 6 – Projections de l’évolution du marché des CV selon le scénario du Gouvernement
5972 GWh dans l’hypothèse Solwatt 15 ans .................................................................... 69
Par courrier reçu le 8 mai 2015, le Ministre wallon de l’Energie a sollicité l’avis de la CWaPE sur un
projet d’arrêté modifiant l’arrêté du 30 novembre 2006 relatif à la promotion de l’électricité produite
au moyen de sources d’énergie renouvelables ou de cogénération. Ce projet d’arrêté a été adopté en
première lecture par le Gouvernement wallon en sa séance du 23 avril 2015.
Il porte sur trois thématiques principales :
La fixation des enveloppes de certificats verts additionnels annuels de 2015 à 2024, soit le
niveau de soutien budgété aux filières de production d’électricité verte, déterminées en
fonction des objectifs de production d’énergie issue de sources renouvelables dans la
consommation finale d’énergie qui ont été fixés par le Gouvernement : 13% en 2020 et 20%
en 2030 ;
La fixation des quotas de CV de 2021 à 2024 ;
La mise en place d’un Comité biomasse.
En ce qui concerne la stratégie énergie renouvelable en Wallonie à l’horizon 2024 (2 premiers sujets
définis ci‐dessus), une analyse complémentaire a également été demandée à la CWaPE sur les points
Analyse du tableau 8 de la note au Gouvernement wallon (tableau reprenant l’évolution du
marché des certificats verts) à la lumière de la « surcharge Elia » et des coûts supportés par
Elia à ce stade ;
Possibilité de création de nouvelles « bulles » ;
Impact de la proposition sur le tarif de l’électricité (par rapport à la trajectoire initialement
prévue de 8 000 GWh en 2020) ;
Estimation du coût pour la collectivité de la nécessité d’un éventuel back‐up pour rencontrer
l’intermittence de certaines productions renouvelables ;
Proposition et analyse d’autres mécanismes de soutien que le marché des certificats verts.
La question relative à l’analyse d’autres mécanismes de soutien que le marché des certificats verts
sera, en accord avec les représentants du Ministre de l’Energie, traitée dans un avis ultérieur, lorsque
la CWaPE disposera d’un certain recul par rapport au système entré en vigueur le 1er juillet 2014.
L’avis se structure en deux chapitres : le premier traite de la stratégie renouvelable à l’horizon 2024,
le second de la mise en place du Comité biomasse.
Executive	summary	‐	Stratégie	SER	à	l’horizon	2024	(relatif	au
chapitre	1)
Cet executive summary ne traite que du chapitre 1 de l’avis, relatif à la stratégie énergie
renouvelable à l’horizon 2024. Il présente, de façon synthétique, la stratégie définie par le
Gouvernement, les enveloppes de certificats verts (CV) associées et les quotas (point A),
l’analyse développée par la CWaPE (point B) et enfin, les conclusions reprenant les
enveloppes de CV actualisées par la CWaPE et une analyse de sensibilité du marché des CV
(point C). Les éléments relatifs à la possibilité de création de nouvelles bulles, à l’impact de la
proposition sur le tarif de l’électricité et au coût du back‐up pour palier l’intermittence des
productions renouvelables sont traités dans le corps de l’avis.
A. Stratégie renouvelable définie par le Gouvernement
Dans sa note du 23 avril 2015, le Gouvernement définit les objectifs d’énergie renouvelable
dans la consommation finale d’énergie à atteindre en Wallonie, soit 13% en 2020 et 20% en
2030, et précise la contribution nécessaire des différents usages énergétiques :
OBJECTIFS GOUVERNEMENT
Cons omma ti on fi na l e d'énergi e
El ectrici té SER s a ns off s hore
Thermi que SER
Tra ns port SER
TOTAL SER
% SER DANS LA CONSOMMATION FINALE D'ENERGIE
Tableau 1 : Tableau 5 de la note au GW du 23/04/15 ‐ Répartition de l'effort par vecteur en GWh et en %
Il est à noter que la production d’électricité SER en Wallonie en 2014 ne s’élève pas à 3803
GWh mais est de l’ordre de 3300 GWh et que la contribution SER dans la consommation
finale d’énergie en 2014 s’établit donc à 9,70% et non 10,11%. Concernant la répartition de
l’effort à accomplir, la CWaPE constate que le Gouvernement met un accent particulier sur la
La progression des différentes filières de production d’électricité verte est définie par le
Gouvernement de la façon suivante :
Production d'électricité verte ‐ GW
Vecteur électrique 2020
Décomposition par combustible
Vecteur électrique 2030
Eolien on shore
Biomasse solide bois
Biomasse solide autre (avec UFAT)
Tableau 2 : Tableau 6 de la note au GW du 23/04/15 ‐ Répartition de l'effort par filière
Le Gouvernement a ensuite défini, dans l’arrêté faisant l’objet de la demande d’avis, les
enveloppes de CV correspondantes et les quotas jusqu’en 2024 :
Enveloppes GW
285.520
173.050
Bi oga z
Bi oma s s e y compri s i ns ta l l a ti on P&gt;100 MW
152.788
193.115
Cogénérati on fos s i l e
428.733
546.066
487.399
1.265.918
494.033
Hydro‐él ectri ci té
Eol i en
Photovol ta ïque &gt; 10 kW
Géothermi e
Tableau 3 : Annexe 3 et article 3 du projet d’AGW 23/04/15
Enveloppes de CV additionnels annuels (CV) et quotas
B. Analyse développée par la CWaPE
Pour répondre de façon complète et appropriée à la demande d’avis du Gouvernement, la
CWaPE a défini une méthodologie d’analyse présentée en détail dans le corps de l’avis. Le
traitement de l’ensemble des informations collectées permet d’analyser le projet d’arrêté
porté par le Gouvernement et les perspectives d’évolution du marché des CV jusqu’en 2024
liées aux quotas conformément aux objectifs de 13% et de 20% d’énergie de source
renouvelable (SER) définis par le Gouvernement. Ainsi, la CWaPE a adopté deux angles de
réflexion : l’offre et la demande de certificats verts. Elle a également tenu compte du cadre
législatif actuellement en vigueur, maintenu constant pour l’analyse. Les tableaux,
simulations et estimations présentés dans cet avis ont été réalisés sur base de données
pouvant comporter certaines incertitudes et approximations que la CWaPE n’est
raisonnablement pas en mesure de détecter. Ces projections sont donc basées sur les
meilleures estimations possibles mais elles doivent être considérées en tenant compte de
différences qui pourront éventuellement être observées par rapport à la réalité des données
qui seront finalement constatées.
Comme exposé dans la note au Gouvernement du 23 avril 2015, le point de départ de la
définition de la stratégie d’électricité de source renouvelable (E‐SER) est la consommation
finale d’énergie. C’est en effet l’évolution de ce volume sur le territoire qui détermine les
objectifs à atteindre en 2020 et 2030. Ce premier paramètre permet de définir pour chaque
usage de l’énergie, dont l’électricité, les productions additionnelles SER nécessaires à
l’atteinte des objectifs. En ce qui concerne l’électricité, c’est sur base de cet objectif que sont
déterminées les enveloppes de CV correspondantes. Ces CV sont ensuite octroyés aux
producteurs et constituent une partie de l’OFFRE de CV sur le marché. Cette offre est logée
sur les comptes des producteurs, des intermédiaires, des fournisseurs et des GRD.
Il convient également d’analyser l’évolution du paramètre suivant : le volume de fourniture
soumis à quota de certificats verts. Ce paramètre a, lui aussi, un impact sur le marché des
certificats verts puisqu’une fois qu’on lui applique le quota, il constitue la DEMANDE de CV.
Le solde de CV disponibles (offre moins demande) constitue le stock de CV. Toutefois, les
producteurs peuvent activer la garantie d’achat CV pour une partie de ce surplus. Ce surplus
est alors acheté par le gestionnaire de réseau de transport local, ELIA, au prix de 65 EUR/CV.
Ce coût est répercuté sur la facture des consommateurs wallons.
Le financement du soutien à la production d’électricité verte, hors Qualiwatt, est donc assuré
par le quota de CV et la surcharge liée aux certificats verts wallons perçue par ELIA, tous deux
répercutés sur la facture des consommateurs.
Pour mener à bien l’analyse demandée par le Gouvernement, la CWaPE a décidé de se baser
sur les prévisions les plus récentes en matière de consommation d’énergie. Le Bureau
Fédéral du Plan a publié, à la fin du mois d’avril 2015, un Work Paper intitulé « 2030 Climate
and Energy Framework for Belgium – Impact Assessment of a selection of scenarios up to
2050 – April 2015 ». Ce document définit plusieurs scénarios de consommation finale
d’énergie et d’électricité pour la Belgique. Pour son analyse, la CWaPE a décidé d’appliquer, à
la Wallonie, les tendances belges du scénario REF1 du Bureau Fédéral du Plan, qui correspond
à un scénario « Business as Usual ».
B.1 Projections d’évolution de l’offre de certificats verts
En transposant à la Wallonie les projections du scénario REF (business as usual) du Work
Paper Bureau Fédéral du Plan décrit ci‐dessus (qui prévoit une consommation finale
d’énergie très légèrement baissière entre 2015 et 2030), la consommation finale d’énergie
entre 2014 et 2030 et les objectifs à l’horizon 2030 s’établissent de la façon suivante :
SCENARIO CWaPE
Tableau 4 : Répartition de l'effort par vecteur en GWh et en % ‐ scénario actualisé CWaPE
Le scénario REF du Bureau Fédéral du Plan est établi sur base des politiques actuelles en matière de climat,
d’énergie et de transport.
Sur cette base et en fonction des productions et des projets actuels, la CWaPE a actualisé les
enveloppes de CV annuels additionnels correspondantes :
PV &gt; 10 kW
Cogen fossile
Tableau 5 : Enveloppes de CV additionnels annuels (CV) – scénario CWaPE
En comparaison avec les enveloppes proposées par le Gouvernement (tableau 3), des
enveloppes plus conséquentes sont proposées par la CWaPE de 2016 à 2019 de façon à
atteindre la contribution E‐SER à l’objectif renouvelable de 13%. Les enveloppes sont ensuite
ajustées pour tenir compte de la progression nécessaire pour atteindre 9 181 GWh de
production E‐SER en 2030. Le scénario CWaPE propose un total de CV sur la période
légèrement inférieur au Gouvernement. Cette différence s’explique principalement par la
consommation finale d’énergie en Wallonie inférieure à celle retenue par le Gouvernement.
Dans l’hypothèse où toutes les enveloppes de CV seraient entièrement consommées par les
projets (taux d’utilisation de 100%), ces volumes de CV seraient octroyés aux producteurs en
fonction de leur niveau de production. Cela constitue une partie de l’offre de CV à laquelle il
faut ajouter les CV octroyés à la filière Solwatt, les CV octroyés dans le cadre du régime en
vigueur avant le 1er juillet 2014 et les CV qui seront libérés au terme de l’opération de
portage réalisée le 1er juillet 2015 (s’ils n’ont pas été écoulés avant) pour déterminer la
quantité totale de nouveaux CV disponibles annuellement sur le marché :
SCENARIO CWaPE ‐ QUOTAS GW
Nb de CV octroyés ‐ nouveau régime
Nb de CV octroyés ‐ ancien régime
4.100.604
Nb de CV octroyés ‐ Solwatt 10 ans
4.167.025
Nb total de CV octroyés
8.267.629
Retour marché des CV mis en réserve en 2015/2016
79.215
4.392.517
4.014.110
8.485.842
4.506.455
3.831.803
8.518.938
811.248
4.471.569
3.730.617
9.013.434
1.424.993
4.448.949
3.432.412
9.306.354
615.385
2.037.420
4.390.262
2.961.586
9.389.268
1.384.615
2.633.025
3.937.834
2.392.817
8.963.676
1.538.462
3.354.799
3.571.494
774.803
7.701.096
4.337.634
3.746.123
125.570
8.209.327
4.596.641
3.434.909
8.033.670
Nb total de CV arrivant sur le marché (offre)
9.921.739 10.773.883 10.502.138
8.301.096
Tableau 6 : Offre de CV sur le marché (CV) – scénario CWaPE
B.2 Projections d’évolution de la demande de certificats verts
Sur base des quantités mesurées, reconstituées et projetées par la CWaPE, la consommation
d’électricité en Wallonie s’établit à 25 TWh en 2015, soit une consommation un peu
inférieure à celle qui a servi de référence au Gouvernement, estimée à 27 TWh. En
appliquant l’évolution du scénario REF du Bureau Fédéral du Plan à la consommation
d’électricité définie par la CWaPE pour 2015, on observe une diminution linéaire, très légère,
amenant la consommation à 24,75 TWh en 2024. C’est cette hypothèse qui est retenue par la
CWaPE pour déterminer les projections du point B.2.
Pour pouvoir évaluer la demande de certificats verts, il est nécessaire d’estimer le volume de
fourniture soumis à quota. Selon le décret du 11 avril 2014, ce volume correspond à la
fourniture totale d’électricité2 augmentée des auto‐productions conventionnelles3 et
diminuée du volume de fourniture par ligne directe verte, de celui nécessaire aux opérations
de pompage pour les centrales de Coo et de la Plate Taille et de la fourniture aux clients
protégés. Comme indiqué dans le tableau ci‐après, il décroît sur la période du fait
notamment de l’auto‐consommation verte croissante issue de la production d’électricité
verte en augmentation dans la consommation totale d’électricité de la Wallonie. Le nombre
CV constituant la demande est obtenu en multipliant le volume de fourniture par le quota
annuel défini par le Gouvernement.
Fourniture éligible aux CV (en MWh)
Quota nominal (% de fourniture)
Quota effectif (% de fourniture)
21.399.473
Nb de CV à rendre selon le quota
4.564.294
21.348.350 21.292.097 21.231.950 21.094.239 20.952.909 20.808.594 20.726.058 20.558.458 20.314.483
5.161.604
5.415.240
5.664.790
5.892.802
6.114.687
5.031.102
5.276.067
5.497.763
5.692.179
Tableau 7 : Demande de CV sur le marché (CV) – scénario CWaPE
Le tableau 7 montre que les quotas définis par le Gouvernement atteignent un pic de 6 115
000 CV en 2020 avant de diminuer en 2021 pour augmenter ensuite jusqu’en 2024.
B.3 Projections d’évolution du marché des CV
Les projections relatives à l’offre et la demande de CV (points B.1 et B.2) permettent à la
CWaPE de déterminer l’évolution du marché des CV et de se prononcer sur les quotas
proposés dans l’AGW.
Sur base de toutes les données disponibles à la date de l’avis, la CWaPE a retenu les
hypothèses suivantes, qui lui paraissent les plus réalistes :
- Pour les années 2015 et 2016, le comportement des producteurs reste relativement
conforme à ce qui a été observé par la CWaPE en 2014, ce qui a un effet sur le stock de
CV, qui baisse ;
- Pour les années suivantes, ce comportement commence à être influencé par le niveau de
stock, qui continue à baisser, et crée une tension sur le prix de marché des CV ;
- Le niveau de stock défini par la CWaPE pour disposer d’une tension suffisante, et donc un
meilleur équilibre sur le marché, est de 1,5 trimestre de quota ;
- Le volume de CV qui doit être acheté par ELIA annuellement se déduit en conséquence.
Stock de départ
Nb de CV octroyés ‐ nouvea u régime
Nb de CV octroyés ‐ a nci en régime
Nb de CV octroyés ‐ Sol wa tt 10 a ns
Retour ma rché des CV mi s en rés erve en 2015/2016
Fourniture éli gible a ux CV (en MWh)
Quota nomi na l (% de fourniture)
Nb de CV à rendre selon le quota (demande)
Nb de CV achetés par le GRTL
Estimation stock en nb de CV
3.603.800
10.773.883
10.502.138
9.921.739
21.348.350
21.292.097
21.231.950
21.094.239
20.952.909
20.808.594
20.726.058
20.558.458
20.314.483
3.107.135
4.016.200
2.415.173
3.488.156
2.030.715
3.255.062
2.124.296
3.943.432
2.209.801
4.575.989
2.293.008
5.877.381
1.886.663
2.933.167
1.978.525
2.628.428
2.061.661
2.268.585
2.134.567
Tableau 8 : Evolution du marché des CV – scénario CWaPE et quotas définis par le GW
La fourniture d’électricité correspond au volume d’électricité acheminé au client final dans le cadre d’un contrat de
fourniture.
Actuellement, il n’est pas possible pour la CWaPE d’identifier ces volumes.
Offre totale de CV
CV achetés par Elia
Retour quota
Graphe 1 : Evolution du marché des CV – Surcharge 21,5 EUR/MWh à partir de 2017 &amp; Quota GW
Le volume de CV pouvant être financé par ELIA sur base de la surcharge actuelle
(13,8159 EUR/MWh HTVA) est insuffisant pour qu’ELIA puisse faire face aux demandes
d’achat de CV sur la période. Le différentiel à financer s’établit à 11 070 000 CV.
Ce surplus de CV peut faire l’objet d’un achat par ELIA via le mécanisme de garantie d’achat
activé par les producteurs. Il est important de préciser que, dans le cadre de l’obligation
d’achat de CV par ELIA, ce dernier n’a d’autre choix que de financer les demandes d’achat qui
lui parviennent sans qu’aucune limite ne soit imposée. Jusqu’au 1er juillet 2014, tous les
producteurs ne disposaient pas d’une garantie d’achat, elle devait faire l’objet d’une
demande et d’une procédure spécifiques. Un arrêté ministériel déterminait notamment la
période pendant laquelle ils pouvaient bénéficier de cette garantie d’achat. Depuis le
1er juillet 2014 et l’instauration du nouveau régime des enveloppes de CV additionnels et de
réservation, tous les producteurs bénéficient d’une garantie d’achat automatique auprès
d’ELIA pour tous les projets soumis à réservation. Ce dernier élément est susceptible d’avoir
un impact sur les volumes de CV à acheter par ELIA à partir de 2018, augmentant ainsi
sensiblement la part de CV faisant l’objet d’une garantie d’achat. Il est donc particulièrement
difficile de projeter le volume de CV qui arrivera chez ELIA.
Pour financer le surplus identifié, en tenant compte des quotas définis par le Gouvernement,
selon la formule actuelle, les simulations montrent que la surcharge devrait augmenter
d’environ 7,7 EUR/MWh HTVA l’amenant ainsi à 21,5 EUR/MWh HTVA de 2017 à 2024
(lissage sur 8 ans). Le tableau 8 montre que cette situation est notamment due au retour sur
le marché des CV, s’ils n’ont pas pu être écoulés avant, qui ont été mis en réserve par SOLAR
CHEST dans le cadre du portage couplée, en 2021, à une baisse du quota. En outre, les
volumes de CV à acquérir annuellement par ELIA sur la période sont variables (en diminution
en fin de période) et devraient donc faire l’objet d’une solution de gestion de trésorerie
spécifique notamment en 2020‐2021.
Toutefois, il est important de préciser que la surcharge CV wallons perçue par ELIA, n’est pas
la seule variable d’ajustement du marché des CV. D’autres drivers peuvent être actionnés et
relèvent de la responsabilité du Gouvernement :
 Agir sur la demande de CV et adapter davantage le quota de CV annuel pour un meilleur
équilibre du marché ;
 Proposer une nouvelle opération de portage comme celle qui a été réalisée le
1er juillet 2015 ;
 Agir sur l’offre pour diminuer l’afflux de nouveaux CV sur le marché.
Ils sont exposés ci‐après.
B.3.1 Adaptation du quota de CV
Dans l’hypothèse où le Gouvernement souhaiterait maintenir le niveau de surcharge à
13,8159 EUR/MWh HTVA, il a alors l’opportunité d’agir sur un autre driver pour rétablir un
équilibre sur le marché des CV, il s’agit du quota de CV annuel. Le tableau ci‐dessous montre
que, pour maintenir le niveau de surcharge actuel pendant 10 ans, le quota doit atteindre
50% en 2020 et 2021. Il pourra alors absorber une partie conséquente du surplus de CV
arrivant sur le marché (environ 11 000 000 CV).
DRIVER QUOTA CV
Nb de CV octroyés ‐ a ncien régime
Retour ma rché des CV mis en réserve en 2015/2016
Fourniture él igibl e a ux CV (en MWh)
Quota nomi nal (% de fourniture)
Quota effecti f (% de fourni ture)
6.246.527
6.230.068
6.375.954
7.146.728
8.066.870
8.011.309
6.543.217
6.173.705
5.944.018
2.629.980
2.716.470
2.598.108
2.542.619
2.502.093
2.469.378
2.807.725
2.404.759
3.109.979
2.402.972
3.197.837
2.340.912
2.614.804
2.280.094
2.370.333
2.220.492
2.239.493
Tableau 9 : Evolution du marché des CV – Scénario CWaPE
Adaptation quota – Surcharge 13,8159 EUR/MWh HTVA
Graphe 2 : Evolution du marché des CV – Surcharge 13,8159 EUR/MWh &amp; Adaptation des quotas
B.3.2 Réalisation d’une nouvelle opération de portage
Dans l’hypothèse où le Gouvernement n’adapterait pas les quotas de CV annuels figurant
dans l’AGW et ne souhaiterait pas non plus une adaptation de la surcharge, il peut dès lors
proposer de réaliser une (ou plusieurs) nouvelle(s) opération(s) de portage qui aurai(en)t
pour but de mettre en réserve le surplus identifié de CV (environ 11 000 000 de CV). Cette
proposition doit être discutée avec le gestionnaire de réseau de transport local, ELIA, puis le
Gouvernement devrait agréer un organisme pour réaliser l’opération.
En outre, une telle opération nécessite des garanties fortes dans le chef du gestionnaire de
réseau de transport local.
Ce type d’opération est particulièrement complexe, difficile à mettre en place et le coût
associé est important et financé par les bénéficiaires de l’exonération visée à l’article 42bis
du décret du 12 décembre 2014 modifiant le décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation
du marché régional de l’électricité en vue d’organiser le financement externe des CV via un
intermédiaire. De plus, cela n’a pour effet que de postposer la réintroduction des CV mis en
B.3.3 Diminution de l’offre de CV
Le dernier driver qui peut être actionné par le Gouvernement est celui qui consiste en la
régulation de l’offre de certificats verts.
Dans les différentes projections, la CWaPE a tenu compte d’une hypothèse de consommation
des enveloppes de 100%, qui est celle qui permet d’atteindre les objectifs de 13 et 20%. Si les
installations devaient se développer à un rythme moindre, cela aurait évidemment un effet
sur le marché. Il est également possible de moduler le soutien aux différentes filières (par
exemple en privilégiant davantage des filières à moindre coût) ou de cibler différemment les
coûts éligibles. Cette responsabilité revient au Gouvernement en tenant compte notamment
de la probabilité d’atteinte des objectifs fixés de 13 et 20%.
L’analyse menée par la CWaPE démontre l’extrême sensibilité de la stratégie de
développement de l’énergie renouvelable et particulièrement l’électricité à une série de
paramètres. Citons notamment les paramètres relatifs à la consommation finale d’énergie en
Wallonie, point de départ du raisonnement, puis les projections de fournitures soumises à
quota de CV et des prélèvements soumis à la surcharge garantie d’achat des CV perçue par le
gestionnaire de réseau de transport local, ELIA.
La moindre variation de l’un de ces paramètres a un impact sur les objectifs à atteindre, les
enveloppes de CV, les quotas annuels, l’évolution du marché des CV et par conséquent, sur la
facture d’électricité des consommateurs.
Sur base de tous les travaux menés par la CWaPE dans le cadre de cet avis, celle‐ci préconise
de se baser sur le scénario qu’elle a actualisé notamment parce qu’il s’appuie sur les
dernières prévisions disponibles, issues d’une institution reconnue, le Bureau Fédéral du
Plan, sur les données les plus récentes en matière de statistiques de production d’électricité
verte sur le territoire et qu’il garantit l’atteinte de l’objectif d’électricité SER.
Ainsi, les enveloppes actualisées par la CWaPE sur cette base sont :
Tableau 10 : Enveloppes de CV additionnels annuels (CV) – scénario CWaPE
Total E‐SER annuel
Total E‐SER cumulé
Production E‐SER
Production E‐Verte
Tableau 11 : Production d’électricité additionnelle effective – scénario CWaPE
Il est important de signaler que les 8 000 GWh effectifs sont atteints en 2025‐2026.
Sur base de ce scénario, un certain équilibre est rétabli sur le marché des certificats verts
entre 2017 et 2019. C’est également le scénario dont le coût estimé est le plus bas,
notamment au regard de la stratégie initiale du Gouvernement (du 3 avril 2014) visant
8 000 GWh d’E‐SER sur le territoire wallon en 2020, objectif aujourd’hui non atteignable au
vu de l’existant.
Mais la montée en puissance du nouveau régime (celui en vigueur depuis le 1er juillet 2014
pour la majorité des filières) liée à l’atteinte de l’objectif E‐SER en 2020 et 2030 et la
réintroduction sur le marché des CV mis en réserve par SOLAR CHEST risquent de venir
perturber cet équilibre fragilement retrouvé entraînant une augmentation inévitable de la
surcharge CV wallons perçue par ELIA.
Le déficit de financement identifié sur la période 2015‐2024, qui est de 11 millions de CV, soit
environ 71,5 millions d’EUR/an en moyenne sur 10 ans peut trouver sa solution dans deux
mécanismes principaux :
 L’augmentation des quotas de CV annuels, définis par le Gouvernement ;
 L’augmentation de la surcharge liée à la garantie d’achat de CV et mise en œuvre par le
Rappelons toutefois que ces 2 assiettes de perception ne sont pas identiques, que la
deuxième est inférieure à la première et que la répercussion de la surcharge (actuellement
de 13,8159 EUR/MWh) est différente par GRD et par niveau de tension.
Un troisième mécanisme pouvant être mis en œuvre est celui de la mise en réserve du
surplus de CV par un organisme agréé par le Gouvernement. Une première opération de ce
type a été réalisée le 1er juillet 2015. La CWaPE pointe toutefois la complexité de l’opération
et son coût.
Enfin, le dernier paramètre sur lequel le Gouvernement peut agir concerne la partie « offre »
du marché des CV.
Notons encore que les taux d’octroi utilisés pour l’ensemble de tableaux de l’avis sont ceux
qui découlent de l’actuelle méthodologie kECO. Nous attirons l’attention du lecteur sur le fait
qu’après 2 ans, une indexation des prix de l’électricité est opérée pour déterminer ces taux
d’octroi. Ainsi, si les prix de l’électricité ne suivent pas cette tendance et qu’ils baissent, sont
stables, ou augmentent, cela aura inévitablement un impact sur les taux d’octroi des
installations bénéficiant du nouveau régime via l’application du facteur correcteur rho. Une
hausse ou une baisse des taux d’octroi et une rectification des taux déjà appliqués serait
attendue, avec un impact sur le volume total d’octroi et donc sur le marché des CV.
C’est donc essentiellement sur la contribution verte, que nous appellerons « globalisée »
(celle provenant des quotas et celle provenant de la surcharge pour CV wallons) que l’impact
se fait le plus ressentir. Il est à noter qu’alors que le quota est répercuté de façon linéaire sur
l’ensemble des consommateurs wallons, il n’en est pas de même pour la surcharge CV
wallons puisque son montant dépend du niveau de prélèvement du gestionnaire de réseau
de distribution et du détenteur d’accès concerné. Ainsi, dans une zone où la production
locale injectée sur le réseau de distribution concerné aura tendance à augmenter, la
surcharge diminuera, avec un effet sur les zones où la production locale verte ne se
développe pas. Ces dernières seront alors amenées à contribuer davantage.
Pour conclure, l’ensemble des analyses menées par la CWaPE montre que l’appel à la
garantie d’achat de CV par ELIA ne sert plus de filet de sécurité (objectif initial de la mesure),
mais devient une source de financement à part entière du mécanisme de soutien au
développement de l’électricité verte en Wallonie au même titre que les quotas de CV lorsque
l’on évalue les volumes en jeu.
Le marché, initialement piloté par un jeu simple d’offre (octroi de CV) et de demande (quotas
de CV) est perturbé et ne peut revenir à un équilibre de façon naturelle sur la période. En
outre, les projections relatives à l’assiette de perception des quotas montrent qu’elle
diminue entre 2015 et 2024. Il en est de même pour l’assiette de la surcharge CV wallons
perçue par ELIA.
Pour clôturer ces conclusions, la CWaPE illustre une hypothèse qui, en comparaison avec les
simulations développées ci‐avant, montre la sensibilité du marché des CV en combinant une
augmentation du quota et de la surcharge CV wallons perçue par ELIA. La CWaPE est
disponible pour développer d’autres simulations en vue d’éclairer le Gouvernement dans ses
Hypothèse : Augmentation de quota d’1% de 2016 à 2019 puis maintien d’un quota à 37,90%
DRIVER MIXTE QUOTA/SURCHARGE
Nb de CV octroyés ‐ Solwa tt 10 a ns
Nb tota l de CV octroyés
Fourniture éli gi ble a ux CV (en MWh)
Quota nomina l (% de fourniture)
5.325.986
5.579.190
5.828.276
6.055.228
6.072.572
6.048.486
5.999.575
5.928.376
2.250.791
3.098.344
2.092.196
3.091.750
2.185.604
3.781.404
2.270.710
4.636.898
4.445.359
2.277.214
2.268.182
2.228.094
2.249.841
2.131.994
2.223.141
Tableau 12 : Evolution du marché des CV – combinaison quota/surcharge (CV)
Dans cette hypothèse, le surplus de CV à financer sur la période n’est plus que de
7 775 000 CV sur la période. Pour financer ce surplus, et selon la formule actuelle, les
simulations montrent que la surcharge CV wallons pourrait augmenter d’environ
5,4 EUR/MWh à partir de 2017 et l’amènerait à 19,2 EUR/MWh HTVA entre 2017 et 2024
(lissage sur 8 ans). En outre, les volumes de CV à acquérir annuellement par ELIA sur la
période sont variables (en diminution en fin de période) et devraient donc faire l’objet d’une
solution de gestion de trésorerie spécifique notamment en 2020‐2021.
Graphe 3 : Evolution du marché des CV
Surcharge 19,2 EUR/MWh à partir de 2017 &amp; Quota de 37,9% à partir de 2021
Enfin, l’impact de cette dernière hypothèse sur la facture des clients résidentiels des
catégories Db, Dc et Dd est illustré dans le tableau suivant.
Impact facture/an
1200 kWh/an quota
(client type Db) s urcha rge
total HTVA (EUR)
3500 kWh/an quota
(client type Dc) s urcha rge
7500 kWh/an
(client type Dd) s urcha rge
Tableau 13 : Répercussion des mécanismes de financement du développement de l’électricité verte sur la
facture du consommateur
Il est précisé que les 2 composantes sont calculées sur base de la consommation annuelle du
client type en appliquant le prix moyen du CV de 2014 sur toute la période et, pour ce qui
concerne la surcharge, un tarif de 13,8159 EUR/MWh en 2015 et 2016 et d’environ
19,2 EUR/MWh de 2017 à 2024. Pour cette dernière, il est important de signaler qu’elle ne
tient pas compte des différences de tarif entre GRD (cf. p16).
Stratégie	énergie	renouvelable	en	Wallonie	‐	Objectifs	à
l’horizon	2020	et	2030
La note au Gouvernement définit et propose des objectifs d’énergie produite à partir de sources
renouvelables (SER) à l’horizon 2020 et 2030 concernant 3 usages énergétiques : électricité,
thermique, transport. Ce chapitre détaille l’analyse de la note au Gouvernement et du projet
d’arrêté.
Méthodologie développée par la CWaPE
La méthodologie développée par la CWaPE propose une analyse approfondie des objectifs dévolus à
l’électricité portant notamment sur les productions additionnelles et enveloppes de certificats verts
(CV) nécessaires à l’atteinte des objectifs de 13% et 20% d’énergie de sources renouvelables dans la
consommation finale d’énergie. Pour ce faire, la CWaPE intègre notamment les dernières données
disponibles de production d’électricité verte sur le territoire, les projets déjà en cours qui font partie
du régime en vigueur jusqu’au 30 juin 2014, et une prévision d’adaptation des taux d’octroi pour
certaines filières.
Les conclusions de cette première analyse du scénario du Gouvernement permettent ensuite à la
CWaPE d’actualiser le scénario SER en se basant sur les prévisions les plus récentes en matière de
consommation finale d’énergie, d’actualiser les productions additionnelles, les enveloppes de CV
nécessaires à l’atteinte des objectifs du Gouvernement et enfin d’en mesurer l’impact sur le marché
des CV.
En ce qui concerne l’évolution du marché des CV, la CWaPE se focalise sur les 2 paramètres du
marché : l’offre et la demande de CV. Elle a également tenu compte du cadre législatif actuellement
en vigueur, maintenu constant pour l’analyse. Les tableaux, simulations et estimations présentés
dans cet avis ont été réalisés sur base de données pouvant comporter certaines incertitudes et
approximations que la CWaPE n’est raisonnablement pas en mesure de détecter. Ces projections
sont donc basées sur les meilleures estimations possibles mais elles doivent être considérées en
tenant compte de différences qui pourront éventuellement être observées par rapport à la réalité
des données qui seront finalement constatées.
La méthodologie d’analyse du scénario de stratégie énergie renouvelable (stratégie SER), dont une
grande part est portée par le vecteur électricité, se base également sur 3 éléments :
 La consommation finale d’énergie sur le territoire wallon en 2020 et 2030 ;
 La consommation d’électricité sur le territoire wallon en 2020 et 2030 ;
 La fourniture d’électricité soumise à quota et à surcharge de CV wallons en 2020 et en 2030
(traitée au point 1.4).
Comme exposé dans la note au Gouvernement du 23 avril 2015, le point de départ de la définition de
la stratégie SER du Gouvernement est la consommation finale d’énergie. C’est en effet l’évolution de
ce volume sur le territoire qui détermine les objectifs à atteindre en 2020 et 2030. Ce premier
paramètre permet de définir pour chaque usage de l’énergie, dont l’électricité, les productions
additionnelles SER nécessaires à l’atteinte des objectifs. En ce qui concerne l’électricité, c’est sur base
de cet objectif que sont déterminées les enveloppes de CV correspondantes. Ces CV sont ensuite
octroyés aux producteurs et constituent une partie de l’OFFRE de CV sur le marché.
Il convient également d’analyser l’évolution du volume de fourniture soumis à quota de certificats
verts défini. Ce paramètre a, lui aussi, un impact sur le marché des certificats verts puisqu’une fois
qu’on lui applique le quota, il constitue la DEMANDE de CV.
producteurs peuvent activer la garantie d’achat CV pour une partie de ce surplus. Ce surplus est alors
acheté par le gestionnaire de réseau de transport local, ELIA, au prix de 65 EUR/CV. Ce coût est
répercuté sur la facture des consommateurs wallons.
Le financement du soutien à la production d’électricité verte, hors Qualiwatt, est donc assuré par le
quota de CV et la surcharge liée aux certificats verts wallons perçue par ELIA, tous deux répercutés
sur la facture des consommateurs.
Rappel synthétique de la stratégie énergie renouvelable (stratégie SER) définie par le
Dans sa note du 23 avril 2015, le Gouvernement définit les objectifs d’énergie renouvelable dans la
consommation finale d’énergie à atteindre en Wallonie, soit 13% en 2020 et 20% en 2030, et précise
la contribution nécessaire des différents usages énergétiques :
El ectri ci té SER s ans off s hore
Tableau 14 : Tableau 5 de la note au GW du 23/04/15 ‐ Répartition de l'effort par vecteur en GWh et en %
Le graphe suivant illustre la répartition par usage énergétique :
Electricité sans éolien off shore
Graphe 4 : Répartition de l’effort par usage énergétique
Tableau 15 : Tableau 6 de la note au GW du 23/04/15 ‐ Répartition de l'effort par filière
Le Gouvernement a ensuite défini, dans l’arrêté faisant l’objet de la demande d’avis, les enveloppes
de CV correspondantes et les quotas jusqu’en 2024 :
Bioma s s e y compris ins ta lla ti on P&gt;100 MW
Cogénération fos s i le
Hydro‐électricité
Eoli en
Tableau 16 : Annexe 3 et article 3 du projet d’AGW 23/04/15
Enveloppes de CV additionnels annuels et quotas
Analyse menée par la CWaPE
Eléments relatifs à la consommation finale d’énergie et à la consommation d’électricité sur
le territoire wallon en 2020 et 2030
Le scénario de projection de consommation finale d’énergie sur le territoire choisi par le
Gouvernement de la note au Gouvernement, fournit les objectifs à atteindre pour les 3 usages
énergétiques (voir tableau 1).
Il est à noter que la production d’électricité SER (E‐SER) en Wallonie en 2014 ne s’élève pas à
3 803 GWh mais à environ 3 300 GWh et que, dès lors, la contribution SER dans la consommation
finale d’énergie en 2014 s’établit donc à 9,70% et non 10,11%.
Concernant la répartition de l’effort à accomplir en vue d’atteindre les objectifs de production
d’énergie renouvelable, la CWaPE tient à faire remarquer que le Gouvernement met un accent
particulier sur la production d’électricité, au regard des autres usages énergétiques.
Au niveau de l’électricité, le Gouvernement vise 5 972 GWh de production d’électricité SER hors
éolien off‐shore en 2020 et 10 328 GWh en 2030. C’est dans un premier temps sur ces objectifs
spécifiques que se concentre l’analyse détaillée de la CWaPE.
1.3.2 Eléments relatifs à l’analyse des productions additionnelles d’électricité verte5 et des
enveloppes de certificats verts
Comme indiqué au point 1.1, différents paramètres sont également actualisés afin de tenir compte
de la réalité des projets en cours et des dernières données disponibles pour la production
d’électricité verte sur le territoire. Ces paramètres sont détaillés ci‐après.
Electricité verte : électricité de source renouvelable et provenant de cogénération de qualité, donnant droit à un
soutien à la production.
Electricité de source renouvelable : électricité provenant de sources dont la consommation ne nuit pas à leur utilisation
1.3.2.1. Date de mise en service des installations
Les installations sont supposées démarrer leur production d’électricité en fonction de leur date de
mise en service, soit en N+1 pour les installations photovoltaïques de plus de 10 kW et en N+2 pour
les autres filières (où N est égal à l’année de réservation). Ce délai moyen de référence entre la date
de réservation et la date de mise en service des installations doit être pris en compte pour
déterminer la date de production effective des installations.
1.3.2.2. Taux d’octroi
Dans le régime d’enveloppes annuelles de CV additionnels et de réservation, le nombre de CV
octroyés à une nouvelle installation est donné par les formules suivantes :
CV = tCV x Eenp
tCV = min ( 2,5 ; kCO2 x kECO )
[CV/MWh]
Eenp,
l’électricité nette produite (MWh), limitée à la première tranche de 20 MW
pour les filières biomasse, cogénération et hydraulique ;
kCO2 ,
le taux d’économie de CO2, plafonné à 2 pour la tranche inférieure à 5 MW
et plafonné (sauf dérogation prévue par le décret) à 1 pour la tranche au‐delà
de 5 MW, appliqué de la première à la dernière année d’octroi en fonction
des performances réelles de l’installation ;
kECO ,
le coefficient économique tel que prévu à l’article 38, §6bis du décret du
12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité,
appliqué de la première à la dernière année d’octroi pour une filière donnée.
Les taux d’octroi ainsi appliqués sont différenciés par filière et selon le cas par classe de puissance :
Solaire ≤ 250 kW
Solaire &gt; 250 kW
Eolien ≤ 100 kW
Eolien &gt; 100 kW
Biogaz CET &amp; TRI
Biogaz Agri
Biogaz STEP
Biomasse solide bois tout venant ou autre
Biomasse solide autre
Biomasse solide bois gran
Bioliquide
Tableau 17 : Taux d’octroi projetés par filière (CV/MWh)
Pour la filière solaire et l’éolien de plus de 100 kW, les taux d’octroi considérés sont dégressifs afin de
prendre en compte la baisse des coûts d’investissement et les gains de rendement envisageables au
sein de ces filières, notamment sur base des éléments communiqués par les facilitateurs. Les taux
appliqués en 2015 correspondent à ceux établis dans la communication sur les « coefficients
économiques kECO applicables pour les différentes filières de production d’électricité verte à partir du
1er janvier 2015 ».
Pour la filière hydraulique, un taux d’octroi moyen est établi sur base de l’avis du facilitateur relatif à
ce secteur. Les projets de construction se situent généralement dans la classe de puissance
]100 ‐1.000], soit un taux d’octroi moyen de 1,1 CV/MWh.
Pour les filières à combustibles, un taux d’octroi moyen est considéré sur base des coefficients
économiques kECO applicables à partir du 1er janvier 2015 ou sur base des taux d’octroi moyens
constatés pour les CV octroyés en 2014.
Pour les filières utilisant des combustibles (biomasse et cogénération), le coût d’investissement ne
représente généralement qu’une part mineure du coût de production, l’essentiel du coût de
production étant lié aux frais d’exploitation et de maintenance (achat combustible, frais de
personnel, entretien, etc.). Étant donné l’incertitude relative à l’évolution du prix des intrants et la
spécificité propre à chaque site, il a été décidé de maintenir un taux d’octroi constant sur la période.
1.3.2.3. Production électrique des sites « ancien régime », de Solwatt et de Qualiwatt
Les projections de production d’électricité SER à l’horizon 2030 ont été évaluées sur base des sites
existants au 31 décembre 2014 et des projets de construction n’entrant pas dans le régime
d’enveloppes annuelles de certificats verts additionnels et de réservation. Ils constituent la base de
production E‐SER sur le territoire.
La figure ci‐dessous illustre l’évolution de la production électrique SER jusqu’en 2014 et les
projections de production par filière à l’horizon 2030.
GWh SER
Graphe 5 : Évolution et projection de la production d’électricité SER par filière sur base des sites « ancien régime »,
Solwatt et Qualiwatt (GWh)
Les hypothèses considérées par filière sont reprises en annexe 1 du présent avis.
Au niveau des petites installations photovoltaïques (Solwatt et Qualiwatt cumulés), il est à noter que
ces projections portent leur nombre total à 174 000 en 2020 et plus de 282 000 en 2030, à législation
1.3.3 Analyse des enveloppes de certificats verts définies par le Gouvernement
En première approche, les données définies au point 1.3.2 couplées aux productions additionnelles
définies dans le projet d’arrêté du Gouvernement wallon permettent de déterminer la production
effective d’E‐SER entre 2015 et 2024 :
Tableau 18 : Production d’électricité additionnelle effective par an – scénario Gouvernement (GWh)
Le tableau des productions effectives montre qu’en 2020, la production d’E‐SER6 (c.‐à‐d. hors
cogénération fossile) atteint 5 182 GWh et 9 732 GWh en 2030. Les objectifs fixés ne sont pas
atteints. Il semble que ce différentiel soit principalement imputable au décalage temporel entre la
mise en service des installations et la réservation de CV dans les enveloppes (cf. 1.3.2.1).7 Par ailleurs,
les prévisions de consommation finale d’énergie pour la Belgique ont fait l’objet de nouvelles
projections par le Bureau Fédéral du Plan à la fin du mois d’avril 2015. La CWaPE propose de se baser
sur les projections de consommations les plus récentes pour actualiser le scénario du Gouvernement
sur base de l’ensemble des données disponibles. C’est l’objet du point 1.4.
Pour information, l’annexe 2 du présent avis détermine les productions additionnelles effectives
nécessaires à l’atteinte des objectifs de 5 972 GWh en 2020 et 10 328 GWh en 2030 et les
enveloppes de CV liées.
Définition d’un scénario actualisé par la CWaPE
Le Bureau Fédéral du Plan a rédigé, en avril 2015, un Work Paper intitulé « 2030 Climate and Energy
Framework for Belgium – Impact assessment of a selection of policy scenarios up to 2050 – April
2015 ». Ce Work Paper établit un certain nombre de scénarios de consommation finale d’énergie et
de consommation d’électricité qui représentent un grand intérêt dans le cadre de la présente
1.4.1. Eléments relatifs à la consommation finale d’énergie et à la consommation d’électricité sur
L’étude du Bureau Fédéral du Plan établit une projection de la consommation finale d’énergie à 2050
pour la Belgique « selon 4 scénarios qui diffèrent quant au degré d’ambition affiché au niveau de
l’efficacité énergétique et du déploiement des sources d’énergies renouvelables » :
 Scénario REF ou Business As Usual sur base des politiques actuelles en matière de climat,
d’énergie et de transport ;
 Scénario GHG40 : il se concentre exclusivement sur les objectifs de réduction de gaz à effet
de serre et se fonde sur l’application des valeurs du carbone ;
Production E‐SER 20XX = Production E‐SER 20XX‐1 + Total E‐SER cumulé 20XX + Variation E‐SER sites « ancien
régime » 20XX
La valeur de départ, de 3 807 GWh de production E‐SER, est la production projetée pour l’année 2015
tenant compte des projets en cours sous l’ancien régime.
Scénario GHG40EE : reprend le scénario GHG40 et y ajoute des politiques et mesures
ambitieuse en matière d’efficacité énergétique ;
 Scénario GHG40EERES30 : il complète le scénario GHG40EE en fixant un objectif européen
contraignant de 30% de SER dans la consommation finale d’énergie en 2030.
Le graphe suivant illustre la consommation finale d’énergie en Belgique sur base des 4 scénarios :
Graphe 6 : Consommation finale d’énergie en Mtoe en 2010‐2050
(Source : Graph 3 – Work Paper 3‐15 du Bureau Fédéral du Plan ‐ Avril 2015)
Ce graphe démontre que, dans le scénario REF du Bureau du Plan, la consommation finale d’énergie
décroît légèrement entre 2015 et 2025 pour augmenter ensuite jusqu’en 2030 et atteindre un niveau
proche de celui de 2020.
Pour le présent avis, il est proposé d’appliquer les tendances du scénario REF ‐qui correspond à un
scénario Business As Usual‐ à la consommation finale d’énergie en Wallonie. Ce scénario est
considéré comme un scénario maximal et prudent. Le Bureau Fédéral du Plan a également repris,
dans son Work Paper, des prévisions économiques intégrant une certaine croissance. A titre indicatif,
les tableaux de projections de consommation d’énergie par secteur pour la Belgique sont présentés
en annexe 3.
Ainsi, partant d’une estimation de la consommation finale d’énergie d’environ 124 TWh en 2014, et
en respectant la contribution de chaque usage énergétique dans l’atteinte de l’objectif fixé par le
Gouvernement, les objectifs 2020 et 2030 s’établissent de la façon suivante :
Tableau 19 : Objectifs SER par usage énergétique 2020 et 2030 ‐ scénario CWaPE (en GWh)
Point d’attention : les chiffres repris ci‐dessus ne tiennent pas compte des coefficients multiplicateurs
autorisés (pour le transport et pour la valorisation des déchets) dans le cadre du rapportage européen.
Chaque GWh SER a une valeur de 1 pour 1.
Au niveau de la consommation d’électricité, le Bureau Fédéral du Plan prévoit les évolutions
Graphe 7 : Consommation d’électricité en TWh en 2010‐2050
(Source : Graph 5 – Work Paper 3‐15 du Bureau Fédéral du Plan ‐ Avril 2015)
Au niveau de la consommation d’électricité en Wallonie, la même tendance est appliquée qu’au
niveau belge. Selon les quantités mesurées, reconstituées et projetées par la CWaPE, la
consommation d’électricité sur le territoire wallon s’établit à 25 TWh en 2015, soit une
consommation inférieure à celle prévue par le Gouvernement dans sa note du 23 avril 2015. Pour la
suite du document, la CWaPE se base donc sur une consommation d’électricité de 25 TWh en 2015
qui décroît légèrement de manière linéaire jusqu’en 2024 pour atteindre 24,75 TWh.
1.4.2. Prévisions de productions additionnelles d’électricité verte et d’enveloppes de certificats
Les hypothèses définies au point 1.3.2 et relatives à la date de mise en service des installations, aux
taux d’octroi et à la production électrique des sites « ancien régime », Solwatt et Qualiwatt sont
appliquées au scénario CWaPE. Elles permettent d’établir les productions additionnelles nécessaires
à l’atteinte des objectifs et les enveloppes de CV en découlant.
Toutes les données sont actualisées sur base des nouveaux objectifs définis au point 1.4.1 (tableau
7), soit 5 554 GWh de production d’électricité SER en 2020 et 9 181 GWh en 2030. La production
réservée en 2015 est calculée au prorata des réservations reçues par l’administration les cinq
premiers mois de l’année. Les productions de 2016 à 2020 sont déterminées sur base des GWh
nécessaires pour atteindre l’objectif E‐SER 2020 compte tenu de la production cumulée à fin 2015.
Les productions de 2021 à 2030 sont calculées sur base de l’objectif à atteindre en 2030 compte tenu
de l’objectif 2020.
Tableau 20 : Production d’électricité additionnelle réservée par an – scénario CWaPE (GWh)
Les enveloppes sont ensuite déterminées par filière et par année en tenant compte des taux d’octroi.
Les enveloppes de CV par filière relatives à l’année 2015 sont celles définies dans l’arrêté du
Gouvernement wallon du 3 avril 2014 et confirmées dans celui du 23 avril 2015.
Tableau 21 : Enveloppes de CV par filière et par année – scénario CWaPE (CV)
La comparaison des enveloppes initialement fixées par le Gouvernement et des enveloppes définies
dans le scénario CWaPE est présentée ci‐dessous.
Scénario GW ‐ CV annuel
Scénario CWaPE ‐ CV annuel
Scénario GW ‐ CV cumulé
Scénario CWaPE ‐ CV cumulé
CV annuel
CV cumulé
Graphe 8 : Comparaison des enveloppes définies par le GW et des enveloppes CWaPE (CV)
Le total cumulé des enveloppes de certificats verts présentées dans le tableau 9 et relatives au
scénario CWaPE présente un différentiel de 425 000 CV sur la période en faveur du scénario CWaPE.
Toutefois, il faut signaler, comme le montre le graphe, que la répartition par période est importante :
 Sur la période 2015‐2020, le scénario CWaPE fixe des enveloppes de l’ordre de 568 000 CV
supérieures en cumulé au scénario initial du Gouvernement. Ceci est notamment dû à l’effort
nécessaire pour atteindre l’objectif E‐SER de 5 554 GWh en 2020 ;
 Sur la période 2021‐2024, les enveloppes du scénario CWaPE cumulées sont de 993 000 CV
inférieures au scénario du Gouvernement. Ceci s’explique notamment par le différentiel
d’objectif suite à l’actualisation de la consommation finale d’énergie en Wallonie.
1.4.3. Analyse de l’impact du scénario CWaPE sur le marché des certificats verts
1.4.3.1. Composants de l’offre de certificats verts
Les prévisions d’offre de CV sur le marché reprennent 3 grandes catégories :
 Les octrois de CV relatifs à la filière photovoltaïque d’une puissance inférieure ou égale à 10 kW
(SOLWATT) ;
 Les octrois de CV par application du régime en vigueur jusqu’au 30 juin 2014 pour les toutes les
filières à l’exclusion de la filière SOLWATT et jusqu’au 31 décembre 2014 pour la filière
photovoltaïque de plus de 10 kW ;
 Les octrois relatifs au nouveau régime en vigueur depuis le 01/07/2014 (enveloppes de
certificats verts additionnels et de réservation) et depuis le 01/01/2015 pour la filière
photovoltaïque d’une puissance supérieure à 10 kW.
A cela, il est nécessaire d’ajouter une éventuelle remise sur le marché des CV mis en réserve par
SOLAR CHEST dans le cadre de l’opération de portage.
Octroi de certificats verts Solwatt
Suite à l’adoption du plan QUALIWATT et son entrée en vigueur le 1er mars 2014, le nombre
d’installations photovoltaïques d’une puissance inférieure ou égale à 10 kW bénéficiant de
certificats verts (installations SOLWATT) est maintenant stable et limité à 121 000 installations.
La réduction de la durée d’octroi de CV de 15 ans à 10 ans aux installations SOLWATT a été
adoptée par le Gouvernement le 2 mars 2015. Le tableau de projections intègre cette
modification législative qui conduit à une réduction de l’offre de CV d’un peu plus de 10 millions
de CV sur la période.
Octrois de certificats verts par application du régime en vigueur jusqu’au 30 juin 2014 pour
l’ensemble des filières et jusqu’au 31 décembre 2014 pour la filière photovoltaïque &gt; 10 kW
En ce qui concerne l’évolution de l’octroi de CV pour les installations de plus de 10 kW
existantes ou qui ne sont pas concernées par le mécanisme d’enveloppes de certificats verts
additionnels, les hypothèses retenues sont les suivantes :
- pour l’ensemble des filières, les projections d’octrois se basent sur les installations existantes
au 31 décembre 2014 et les dossiers en cours qui relèvent du régime en vigueur avant le
1er juillet 2014 et présentent une probabilité de réalisation élevée ;
- la majorité des installations des filières hydraulique, biomasse (à l’exception des CET) et
cogénération fossile, soumises actuellement et dans le futur aux coefficients de réduction
(facteurs k ou q) sont supposées faire l’objet d’une modification significative sur la période
2015‐2025 afin de ne pas se voir appliquer de coefficient de réduction et bénéficier de
15 nouvelles années d’octroi de certificats verts ;
- pour la filière biomasse solide, les mesures définies par le Gouvernement dans son arrêté du
12 février 2015 modifiant l’arrêté du Gouvernement du 30 novembre 2006 (mesures de
sauvetage) produisent leurs effets sur la totalité du 2ème semestre 2015, sur 12 mois les
années suivantes jusqu’à la fin de la durée d’octroi initiale, et jusqu’en 2020 pour la centrale
des AWIRS ;
- les installations de cogénération biomasse sont supposées continuer à être exploitées
comme en 2014.
En ce qui concerne les modifications significatives visées au deuxième tiret, le volume d’octroi
supplémentaire de certificats verts s’élève à 4 035 000 CV entre 2015 et 2025, avec des volumes
d’octrois négligeables jusqu’en 2021. L’effet significatif sur les volumes d’octrois se fait
davantage sentir à partir de 2023 et jusqu’en 2039. Durant cette période, les octrois annuels
concernés dépassent 1 000 000 de CV et atteignent un pic d’environ 1 500 000 CV pendant
Octrois de certificats verts sur base du nouveau régime en vigueur à partir du 1er juillet 2014
pour toutes les filières à l’exclusion de la filière photovoltaïque d’une puissance inférieure ou
égale à 10 kW et à partir du 1er janvier 2015 pour la filière photovoltaïque d’une puissance
&gt; 10 kW (enveloppes de certificats verts additionnels et réservation)
Il s’agit du scénario CWaPE défini au point 1.4.2 traduit en octrois de CV annuels.
1.4.3.2. Composants de la demande de certificats verts
Pour pouvoir évaluer la demande de certificats verts sur le marché, il est nécessaire d’estimer le
volume de fourniture soumis à quota. Il s’agit de la fourniture totale d’électricité augmentée des
auto‐productions conventionnelles9 et diminuée de la fourniture par ligne directe verte, de l’énergie
nécessaire aux opérations de pompage pour les centrales de Coo et de la Plate Taille et de la
fourniture aux clients protégés.
Pour établir les valeurs de la courbe fourniture soumise à quota, il a été nécessaire de l’estimer sur
base des projections de consommation. Le pourcentage d’auto‐consommation a été estimé sur les
10 années à venir en se basant sur les données réelles par filière. Ce pourcentage a ensuite été
appliqué aux productions effectives prévisionnelles du scénario CWaPE. L’exonération liée aux lignes
directes, à l’énergie absorbée par l’opération de pompage des centrales citées ci‐dessus a également
été considérée comme stable pour les 10 prochaines années, de même que les prélèvements relatifs
aux clients protégés.
Même si les CV devant être achetés par ELIA ne constituent pas une réelle demande sur le marché, il
est toutefois important de s’y attarder dans ce sous‐chapitre. En effet, le surplus de CV peut faire
l’objet d’un achat par ELIA via le mécanisme de garantie d’achat. Il est important de préciser que,
dans le cadre de l’obligation d’achat de CV par ELIA, ce dernier n’a d’autre choix que de financer les
demandes d’achat qui lui parviennent sans qu’aucune limite ne soit imposée. Jusqu’au 1er juillet
2014, tous les producteurs ne disposaient pas d’une garantie d’achat, elle devait faire l’objet d’une
demande et d’une procédure spécifiques. Un arrêté ministériel déterminait notamment la période
pendant laquelle ils pouvaient bénéficier de cette garantie d’achat. Depuis le 1er juillet 2014, tous les
producteurs bénéficient d’une garantie d’achat automatique auprès d’ELIA pour tous les projets
soumis à réservation. Ce dernier élément est susceptible d’avoir un impact sur les volumes de CV à
acheter par ELIA à partir de 2018, augmentant ainsi sensiblement la part de CV faisant l’objet d’une
garantie d’achat. Il est donc particulièrement difficile de projeter le volume de CV qui arrivera chez
 Pour les quotas ;
Pour la surcharge liée à la garantie d’achat de CV wallons, il s’agit des prélèvements nets d’électricité
par les clients finals raccordés à un niveau de tension inférieur ou égal à 70 kV (déduction faite du
volume exonéré sur base de l’article 42bis du décret du 12 décembre 2014 modifiant le décret du
12 avril 2011 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité en vue d’organiser le
financement externe des CV via un intermédiaire)
Il est important de rappeler que les 2 assiettes qui constituent la base de perception sont différentes.
La seconde est inférieure à la première.
En ce qui concerne les prévisions de prélèvements nets qui donneront lieu à une application de
surcharge de CV wallons par le gestionnaire de transport local, ELIA, l’hypothèse reprise pour 2015 à
2019 est celle qui figure dans la proposition tarifaire soumise par ELIA à la CREG le 30 juin 2015.
Ensuite, une baisse annuelle de 2% est appliquée et correspond aux données communiquées par le
gestionnaire de réseau de transport local.
Le graphe reprend les prévisions de consommation, de fourniture soumise à quota de certificats
verts et de prélèvements soumis à surcharge pour le scénario CWaPE :
Fourniture totale
Fourniture soumise à quota
Prélèvement soumis à surcharge
Graphe 9 : Prévisions de consommation et de fourniture – Scénario CWaPE (GWh)
1.4.3.3. Projections de l’évolution du marché des certificats verts
L’application de toutes ces projections à l’évolution du marché des certificats verts est présentée ci‐
dessous, en fonction de l’atteinte des objectifs de 5 554 GWh en 2020 et de 9 181 GWh en 2030. Sur
base de toutes les données disponibles à la date de l’avis, la CWaPE a retenu les hypothèses
suivantes, qui lui paraissent les plus réalistes :
conforme à ce qui a été observé par la CWaPE en 2014, ce qui a un effet sur le stock de CV,
qui baisse ;
Le niveau de stock défini par la CWaPE pour disposer d’une tension suffisante, et donc un
Le volume de CV qui doit être acheté par ELIA annuellement se déduit en conséquence.
Nb de CV octroyés ‐ nouvea u régi me
Nb de CV octroyés ‐ anci en régi me
Nb de CV octroyés ‐ Sol watt 10 a ns
Fourni ture él i gi bl e aux CV (en MWh)
Quota nomi na l (% de fourni ture)
Tableau 22 : Evolution du marché des certificats verts ‐ scénario CWaPE (CV)
Graphe 10 : Evolution du marché des CV – Surcharge 21,5 EUR/MWh à partir de 2017 &amp; Quota GW
Le tableau 22 amène les commentaires suivants :
 Entre 2015 et 2020, le nombre de CV octroyés va croissant suite à la progression nécessaire
des productions entre 2018 et 2020 ;
 Le nombre total de CV arrivant sur le marché augmente et atteint des pics importants, de
l’ordre de 10,7 et 10,5 millions de CV en 2020 et 2021, suite notamment à la remise sur le
marché de la quantité de CV mis en réserve au sein de SOLAR CHEST10 à partir du
1er juillet 2015;
Ce profil de retour sur le marché des CV mis en réserve auprès de SOLAR CHEST est à considérer comme une limite « au
plus tard » et n’exclut en rien des ventes plus rapides si les circonstances les rendent opportunes.
Au niveau de la demande, elle culmine à 6 100 000 CV en 2020. En 2021, cette valeur s’établit
à 5 millions de CV avant de croître pour atteindre un niveau maximum de 5,7 millions de CV
en 2024 du fait du niveau de quota défini par le Gouvernement ;
Le stock atteint un niveau jugé plus raisonnable en 2016 ;
Dès 2017‐2018, une reprise du marché des CV devrait se profiler même si en 2016, le
comportement des producteurs reste proche de celui observé en 2014. A partir de 2017, un
équilibre se rétablit légèrement sur le marché.
En synthèse, le déséquilibre du marché des CV pourrait connaître une accalmie entre 2017 et 2019
mais la montée en régime du nouveau système, la nécessaire sortie de réserve avant 2023 des CV
stockés par SOLAR CHEST et le maintien du niveau d’octroi de CV dans le cadre de l’ancien régime ne
permettent pas une stabilisation naturelle du marché. Le surplus de CV arrivant sur le marché doit
impérativement être financé. Dans l’hypothèse des quotas actuellement définis par le
Gouvernement, la surcharge CV wallons perçue par ELIA (13,8159 EUR/MWh HTVA) ne permet pas
de financer le différentiel identifié de l’ordre de 11 070 000 CV sur la période.
Pour financer ce surplus, en tenant compte des quotas définis par le Gouvernement, selon la formule
actuelle, les simulations montrent que la surcharge CV wallons pourrait augmenter d’environ
7,7 EUR/MWh HTVA l’amenant ainsi à 21,5 EUR/MWh HTVA de 2017 à 2024, en la lissant sur 8 ans.
Le tableau 22 montre que cette situation est notamment due au retour sur le marché des CV qui ont
été mis en réserve par SOLAR CHEST dans le cadre du portage couplé, en 2021, à une baisse du
quota. En outre, les volumes de CV à acquérir annuellement par ELIA sur la période sont variables (en
diminution en fin de période) et devraient donc faire l’objet d’une solution de gestion de trésorerie
Par ailleurs, il est important de signaler qu’entre 2025 et 2030, les volumes d’octroi de CV sous le
régime des enveloppes de CV additionnels et de réservation continuent à augmenter pour atteindre
6 000 000 de CV en 2030. Le volume de CV octroyés sous l’ancien régime, lui, avoisine 3 450 000 CV
annuels en 2025 et décroît légèrement jusqu’à 2 050 000 CV annuels en 2030 (effet de l’article 15 ter
relatif aux modifications significatives de l’arrêté du Gouvernement du 30 novembre 2006). Ce sujet
est abordé aux points 1.4.3.1 c) et 1.5.1 du présent avis.
Dans l’hypothèse SOLWATT 10 ans, les octrois SOLWATT s’éteignent en 2025. Les prévisions de
l’évolution du marché des CV dans l’hypothèse d’un maintien des octrois à la filière Solwatt pendant
15 ans figurent en annexe 4 du présent avis.
Il est important de préciser que la surcharge CV wallons perçue par ELIA, n’est pas la seule variable
d’ajustement du marché des CV. D’autres drivers peuvent être actionnés et relèvent de la
responsabilité du Gouvernement :
a. Adaptation du quota de CV
13,8159 EUR/MWh HTVA, il a alors l’opportunité d’agir sur un autre driver pour rétablir un équilibre
sur le marché des CV, il s’agit du quota de CV annuel. Le tableau ci‐dessous montre que, pour
maintenir le niveau de surcharge actuel pendant 10 ans, le quota doit atteindre 50% en 2020 et
2021. Il pourra alors absorber une partie conséquente du surplus de CV arrivant sur le marché
(environ 11 000 000 CV).
Tableau 23 : Evolution du marché des CV – scénario CWaPE – adaptation quota – surcharge 13,8159 EUR/MWh HTVA
Graphe 11 : Evolution du marché des CV – Surcharge 13,82 EUR/MWh &amp; Adaptation des quotas
b. Réalisation d’une nouvelle opération de portage
Dans l’hypothèse où le Gouvernement n’adapterait pas les quotas de CV annuels figurant dans l’AGW
et ne souhaiterait pas non plus une adaptation de la surcharge, il peut dès lors proposer de réaliser
une (ou plusieurs) nouvelle(s) opération(s) de portage qui aurai(en)t pour but de mettre en réserve le
surplus identifié de CV (environ 11 000 000 de CV). Cette proposition devrait être discutée avec le
gestionnaire de réseau de transport local, ELIA, puis le Gouvernement devrait agréer un organisme
pour réaliser l’opération.
En outre, une telle opération nécessite des garanties tarifaires fortes dans le chef du gestionnaire de
Ce type d’opération est particulièrement complexe, difficile à mettre en place et le coût associé est
important et financé par les bénéficiaires de l’exonération visée à l’article 42bis du décret du
12 décembre 2014 modifiant le décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de
l’électricité en vue d’organiser le financement externe des CV via un intermédiaire. De plus, cela n’a
pour effet que de postposer la réintroduction des CV mis en réserve.
c. Diminution de l’offre de CV
Le dernier driver qui peut être actionné par le Gouvernement est celui qui consiste en la régulation
de l’offre de CV.
Dans les différentes projections, la CWaPE a tenu compte d’une hypothèse de consommation des
enveloppes de 100%, qui est celle qui permet d’atteindre les objectifs SER de 13 et 20% en 2020 et
2030. Si les installations devaient se développer à un rythme moindre, cela aurait évidemment un
effet sur l’offre de CV sur le marché. Il est également possible de moduler le soutien aux différentes
filières (par exemple en privilégiant davantage des filières à moindre coût) ou de cibler différemment
les coûts éligibles. Cette responsabilité revient au Gouvernement en tenant compte notamment de la
probabilité d’atteinte des objectifs fixés de 13 et 20%.
Réponses aux questions spécifiques
Ce sous‐chapitre reprend l’ensemble des analyses complémentaires demandées par le
Gouvernement à l’exception du tableau 8 déjà abordé au point 1.4 et à l’analyse d’autres
mécanismes de soutien qui fera l’objet d’un avis ultérieur.
1.5.1. Possibilité de création de nouvelles bulles
1.5.1.1. Les modifications significatives des installations de production d’électricité verte
bénéficiant de l’ancien régime CV
Selon l’article 15 ter de l’arrêté du Gouvernement wallon du 30 novembre 2006, « les unités de
production ayant fait l’objet d’une modification significative peuvent se voir attribuer des CV pour une
nouvelle période de 15 ans pour autant que cette modification ait été effectuée après la date de
publication du décret au Moniteur belge.
Par modification significative, on entend l’une des modifications suivantes :
- Une modification entraînant une amélioration du gain annuel en CO2 d’au moins 20%
obtenue soit par l’augmentation de la puissance électrique nette développable soit d’une
modification technologique innovante. La CWaPE vérifie que l’amélioration du gain annuel de
CO2 trouve son origine dans une des 3 causes précitées ;
- Le remplacement complet du groupe électrogène arrivé en fin de vie technique dont la durée
est calculée et publiée par la CWaPE. On entend par « groupe électrogène », l’ensemble
constitué, d’une part du moteur ou de la turbine et d’autre part de la génératrice d’électricité,
organes de régulation et de commande inclus. Sont exclus, notamment, de cette notion, les
éléments tels que les chaudières, les gazogènes et les digesteurs ;
- Une modification entraînant un investissement dans l’unité de production pour un montant
au moins équivalent à 50% de l’investissement initial, celui‐ci étant établi
conventionnellement sur la base de coûts d’investissements standards calculés par la CWaPE
et publiés sur son site internet. »
Comme exposé en annexe 1, relative aux hypothèses de base pour la projection de la production
d’E‐SER par filière sur base des sites « ancien régime », Solwatt et Qualiwatt, la majorité des
installations des filières hydraulique, biomasse (à l’exception des CET) soumises actuellement et dans
le futur aux coefficients de réductions (facteur k ou q) sont supposées faire l’objet d’une modification
significative selon l’article 15 ter de l’arrêté du Gouvernement wallon du 30 novembre 2006 sur la
période 2015‐2030 afin de ne pas se voir appliquer de coefficient de réduction et bénéficier d’une
nouvelle période d’octroi de CV. Cette disposition a également été appliquée pour la filière
cogénération fossile afin de projeter les volumes de production électricité verte.
Actuellement, ces volumes de CV liés à des modifications significatives ne sont pas pris en compte
dans les enveloppes. Dans le présent avis, ils sont comptabilisés dans les CV octroyés sous l’ancien
régime. Il est à noter également qu’aucune projection de modification significative n’a été établie
pour la filière éolienne alors que, dans certains cas, elle serait envisageable. Par ailleurs, dans tous
ces cas de figure se pose également la question de la période de validité du permis, de la nécessité
d’un renouvellement de permis ou d’une demande de nouveau permis qui, elle, exige que les
porteurs de projets fassent appel au régime des enveloppes de CV additionnels annuels et de
Les volumes concernés par ces octrois, pour les installations existantes à la date du présent avis, sont
marginaux actuellement puis montent en puissance et avoisinent le million de CV annuels en 2024‐
2025, avec un pic de 1 540 000 CV annuels en 2029 pour s’éteindre en 2045 (hors filière éolienne).
Une deuxième modification significative des installations n’est pas prise en compte. Par ailleurs, ces
prévisions n’incluent pas l’application de l’article 15 ter aux installations bénéficiant du régime des
enveloppes de CV additionnels annuels et de réservation.
En conclusion, le régime antérieur au 1er juillet 2014 semble se perpétuer jusqu’en 2045. Toutefois, la
CWaPE est d’avis que pour conserver le volume de production des installations « historiques »
(c.‐à‐d. existantes à la date de l’avis), et donc leur contribution à l’objectif fixé par le Gouvernement
de 13% de SER en 2020 et 30% en 2030, il est sans doute nécessaire de prévoir une forme de soutien
après la période d’octroi de 15 ans et une procédure spécifique.
1.5.1.2. La filière photovoltaïque petite et grosse puissance
En ce qui concerne cette filière, il est important de noter que l’évolution attendue11 de la filière
photovoltaïque de petite puissance QUALIWATT sur base d’une législation constante, combinée à la
production du parc SOLWATT existant conduit à dépasser l’objectif initialement fixé par le
Gouvernement pour l’ensemble de la filière photovoltaïque, à savoir 854 GWh à l’horizon 2020.
Néanmoins, compte tenu des perspectives d’évolution retenues par le facilitateur, dans son scénario,
la CWaPE propose des enveloppes de certificats verts pour le photovoltaïque de plus de 10 kW.
Cf. Annexe 1
La CWaPE souhaite en outre attirer l’attention du Gouvernement sur l’extension possible des sites
existants d’une puissance installée inférieure ou égale à 250 kW vers des classes de puissances plus
élevées (par exemple, extension de 750 kW) et sur la probabilité de développement de sites plus
importants (de l’ordre de 1MW) du fait du régime plus favorable qu’auparavant (méthodologie kECO).
Les demandes de ce type sont en augmentation. Il est donc nécessaire de rester attentif à ces
1.5.2. Impact de la proposition sur le coût du mécanisme de soutien à la promotion de
l’électricité verte en 2020 (par rapport à la trajectoire initialement prévue de 8000 GWh en
Le présent sous‐chapitre se focalise sur le coût du mécanisme de financement du développement de
l’électricité verte sur le territoire.
Actuellement, on dénombre 3 sources de financement :
‐ La première, et la plus ancienne, est liée à l’obligation pour les fournisseurs et GRD de
restituer un quota de certificats verts trimestriellement à la CWaPE qui est fonction de leur
fourniture d’électricité aux clients finals ;
‐ La deuxième est liée à l’obligation d’achat de certificats verts par le gestionnaire de réseau de
transport local, Elia ;
‐ La troisième découle du nouveau mécanisme, Qualiwatt.
La question posée par le Ministre de l’Energie dans son courrier du 4 mai 2015 porte uniquement sur
le régime des enveloppes de CV additionnels et de réservation financé par les deux premières
sources définies ci‐dessus. Nous allons donc nous concentrer sur celles‐ci.
En pratique, le coût de l’OSP relative au quota de CV est directement répercuté auprès du client final
d’une part au niveau du prix de la composante « énergie » facturé par le fournisseur et d’autre part
au niveau des tarifs d’utilisation du réseau pour ce qui concerne la partie de l’OSP à charge du GRD.
Au niveau des gestionnaires de réseau, la répercussion du coût de cette « OSP‐verte » fait l’objet
d’un contrôle par le régulateur régional (CWaPE) dans le cadre de l’approbation des tarifs
d’utilisation des réseaux (tarifs régulés).
Depuis le 1er janvier 2008, le mécanisme d’aide à la production a été complété par un mécanisme
d’obligation d’achat à charge du gestionnaire de réseau de transport local (GRTL), ELIA (article 40 du
décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité). L’arrêté du
Gouvernement wallon du 30 mars 2006 relatif aux obligations de service public dans le marché de
l’électricité détermine les procédures et les modalités d’introduction de la demande et d’application
de cette obligation d’achat (articles 24 ter à sexties). Le prix du certificat vert pour lequel le GRTL se
voit imposer une obligation d’achat est de 65 €/CV. La durée de l’obligation d’achat prend cours le
mois suivant la mise en service de l’installation et est de maximum 180 mois. Depuis le 1er juillet
2014, elle est automatique pour les installations soumises au régime des enveloppes de CV
additionnels et de réservation. Ce coût est ensuite répercuté sur la facture du consommateur via la
composante transport et s’applique sur les prélèvements nets d’électricité des clients finals en
1.5.2.1. Evaluation des coûts des stratégies
Pour réaliser une comparaison entre la stratégie proposée par le Gouvernement le 23 avril 2015 qui
est de 13% de renouvelable dans la consommation finale d’énergie en Wallonie en 2020 et la
stratégie antérieure (celle du 3 avril 2014 visant 8 TWh E‐SER en 2020 et 20% de renouvelable dans la
consommation finale d’énergie en Wallonie en 2020), la CWaPE a tout d’abord actualisé les données
de la stratégie « 8 TWh en 2020 » sur base des hypothèses définies au point 1.3.2 du présent avis.
Elle a ensuite estimé les octrois de CV nécessaires pour la réalisation de chacune des stratégies afin
de disposer d’un premier élément de comparaison.
Pour rappel, les objectifs des scénarios sont repris ci‐dessous :
SCENARIO 8 TWh en 2020
Objecti f gl oba l SER da ns l a cons omma ti on fi na l e
d'énergi e (%)
Objecti f E‐SER (GWh)
Objecti f cogénéra ti on fos s i l e de qua l i té (GWh)
Objecti f E‐VERTE (GWh)
Cons omma ti on d'él ectri ci té en 2020 (GWh)
E‐SER da ns l a cons omma ti on d'él ectri ci té (%)
E‐VERTE da ns l a cons omma ti on d'él ectri ci té (%)
Tableau 24 : Objectif E‐SER – Scénario 8 TWh en 2020 vs Scénario CWaPE
Les octrois de CV nécessaires à l’atteinte des objectifs E‐SER (tableau 25) sont ceux qui découlent du
régime des enveloppes de CV additionnels et de réservation (nouveau régime) en ce compris ceux
relatifs à la filière cogénération fossile. Cela permet de disposer du coût complet du mécanisme
jusqu’en 2020.
CV octroyés/an (CV)
Scénario initial ‐ 8 TWh en 2020
Scénario CWaPE ‐ 13% SER en 2020
2.077.834
3.802.192
5.523.155
11.791.109
4.533.555
Tableau 25 : CV octroyés par an ‐ Scénario 8 TWh en 2020 vs Scénario CWaPE
Le coût de chacune des stratégies est ensuite évalué sur base de prix minimum et maximum de CV.
Le coût minimum des 2 scénarios est établi sur base du prix de 65 EUR/CV :
Coût minimum du mécanisme CV (EUR)
5.148.949
20.066.300 135.059.231 247.142.483 359.005.092 766.422.056
11.744.196 52.731.104 92.624.529 132.432.328 294.681.106
Tableau 26 : Coût minimum du mécanisme CV ‐ Scénario 8 TWh en 2020 vs Scénario CWaPE
Le coût maximum des 2 scénarios est établi sur base du prix de vente moyen de CV en 2014, soit
74,54 EUR/CV :
Coût maximum du mécanisme CV (EUR)
Scénario 8 TWh en 2020
5.904.656
23.011.415 154.881.770 283.415.396 411.695.994 878.909.231
13.467.882 60.470.408 106.218.959 151.869.319 337.931.225
Tableau 27 : Coût maximum du mécanisme CV ‐ Scénario 8 TWh en 2020 vs Scénario CWaPE
1.5.2.2. Impact des stratégies sur le coût du mécanisme
En préalable, il est important de préciser que le coût du mécanisme des CV est différent de son
financement. En effet, ce qui est actuellement répercuté sur la facture des consommateurs, ce sont
les obligations relatives au quota de CV et celles relatives à l’obligation d’achat de CV par le
La première répercussion est décidée par le Gouvernement, lorsqu’il fixe les quotas. La deuxième est
uniquement dépendante du comportement des producteurs verts et de leur volonté de faire appel
ou non au mécanisme d’achat garanti de CV par le GRTL au prix de 65 EUR/CV.
Ainsi, les tableaux suivants permettent d’évaluer les répercussions des deux stratégies en fonction de
différents paramètres.
Le tableau suivant présente l’impact de la stratégie « 8 TWh en 2020 » sur le marché des CV.
SCENARIO 8 TWh en 2020 ‐ SOLWATT 10 ans
Nb de CV octroyés ‐ a ncien régi me
Fourniture él igi bl e a ux CV (en MWh)
8.646.970
10.280.020
11.683.553
12.298.938
12.875.003
14.259.618
3.616.188
4.521.649
6.320.631
8.061.723
Tableau 28 : Evolution du marché des CV – Scénario 8000 GWh en 2020
Le déséquilibre du marché des CV pourrait connaître une accalmie entre 2017 et 2019 mais la
montée en régime du nouveau système qui approche des valeurs plus de 2 fois supérieures à celles
du scénario CWaPE – 13% en 2020, la nécessaire sortie de réserve dès 2019 des CV stockés par
SOLAR CHEST et le maintien du niveau d’octroi de CV dans le cadre de l’ancien régime ne permettent
pas une stabilisation naturelle du marché. Le surplus de CV arrivant sur le marché jusqu’en 2020 doit
impérativement être financé. Dans l’hypothèse des quotas définis par le Gouvernement, la surcharge
CV wallons perçue par ELIA (13,8159 EUR/MWh HTVA) ne permet pas de financer le différentiel
identifié de l’ordre de 13 870 000 CV.
Pour financer ce surplus, en tenant compte des quotas définis par le Gouvernement, et selon la
formule actuelle, les simulations montrent que la surcharge CV wallons pourrait augmenter d’environ
18,3 EUR/MWh HTVA l’amenant ainsi à 32,2 EUR/MWh HTVA de 2017 à 2020, en la lissant sur 4 ans.
Les tableaux ci‐dessous reprennent l’impact du scénario CWaPE sur le marché des CV. La principale
différence par rapport aux interprétations présentées au point 1.4 est que le raisonnement est capé
à 2020 pour permettre la comparaison avec le scénario 8000 GWh.
Tableau 29 : Evolution du marché des CV – Scénario CWaPE
mais la montée en régime du nouveau système, la nécessaire sortie de réserve dès 2019 des CV
permettent pas une stabilisation naturelle du marché. Le surplus de CV arrivant sur le marché
jusqu’en 2020 doit impérativement être financé. Dans l’hypothèse des quotas définis par le
de financer le différentiel identifié de l’ordre de 6 611 000 CV.
8,7 EUR/MWh HTVA l’amenant ainsi à 22,6 EUR/MWh HTVA de 2017 à 2020, en la lissant sur 4 ans.
La comparaison des deux stratégies amène les commentaires suivants :
 En termes d’octrois de CV, la stratégie « 8 TWh en 2020 » présente un surplus conséquent
entre 2018 et 2020 par rapport à la stratégie 13% SER en 2020‐scénario CWaPE, de l’ordre de
7 259 000 CV ;
 La demande, matérialisée par les quotas de CV, elle, est identique dans les 2 scénarios et est
fixée aux quotas définis par le Gouvernement dans son projet d’arrêté du 23 avril 2015 ;
 Le nombre de CV achetés par Elia, lui, varie en fonction du volume de CV que les producteurs
reçoivent en octroi puis vendent à Elia en fonction d’un niveau de stock qui doit permettre
de maintenir un certain niveau de prix sur le marché (1,5 trimestre de quota).
L’augmentation est estimée à environ 18,3 €/MWh par rapport à la surcharge actuelle pour
le scénario « 8 TWh en 2020 et 8,7 € MWh HTVA pour le scénario CWaPE 13% en 2020 en la
lissant su 4 ans.
En conclusion, le différentiel entre les 2 scénarios est de l’ordre de 7 259 000 CV, soit environ
472 millions d’EUR supplémentaires sur la période pour la stratégie 8 TWh, qui se traduirait par une
augmentation très importante de la surcharge liée à l’obligation d’achat par ELIA.
Par ailleurs, la CWaPE considère que la stratégie « 8 TWh en 2020 » ne pourra pas se réaliser. En
effet, le rythme d’investissement dans les filières de production d’électricité verte s’est
considérablement ralenti ces dernières années et l’effort pour atteindre les 8 TWh de E‐SER en 2020
serait gigantesque. Le rythme de progression présenté dans la stratégie « 13% SER en 2020 –
scénario CWaPE » reste soutenu mais semble plus réaliste.
1.5.3. Impact de la proposition sur le tarif de l’électricité par rapport à la trajectoire initialement
prévue de 8000 GWh en 2020
Dans les pages qui suivent, la CWaPE examine successivement :
‐ L’impact sur le prix de la « commodity » (prix de l’énergie) ;
‐ L’impact sur les tarifs des réseaux de distribution et de transport.
1.5.3.1. Impact sur le prix de la commodity
La CWaPE note que l’exercice visant à chiffrer l’impact de la proposition d’AGW sur l’évolution du
prix de gros de l’électricité est extrêmement périlleux et soumis à tant d’hypothèses que les résultats
seraient entachés d’une incertitude affectant exagérément leur pertinence. La CWaPE estime
néanmoins qu’il est fort probable que cet impact serait réduit, voire marginal.
En théorie, en raison dudit merit order effect (i.e. l’impact à la baisse sur le prix de gros de l’électricité
lié à un déplacement vers la droite de la courbe d’ordre du mérite en raison du développement de
capacités de production renouvelables à faible coût marginal), le ralentissement des investissements
en unités de production d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelable lié au report
de l’objectif de 8 TWh de production d’électricité d’origine renouvelable en 2026, en particulier celles
bénéficiant d’un faible coût marginal, est censé avoir un effet à la hausse sur le prix de gros de
l’électricité par rapport à la situation où l’objectif de 8.000 GWh était fixé pour 2020.
Il reste que ce ralentissement des investissements en Région wallonne par rapport à la situation
annoncée s’inscrit dans un contexte dont le cadre dépasse largement celui de notre région :
‐ d’une part, la mise en œuvre du paquet Energie‐climat, en particulier la directive
2009/28/CE, conduit à un déploiement massif d’unités de production d’électricité à partir de
sources d’énergie renouvelables sur le réseau européen, en particulier dans la zone central‐
ouest Europe. Tenant compte de la formulation des trajectoires indicatives dans la directive
2009/28/CE, ce déploiement est censé être particulièrement intense lors des dernières
années de la période 2010‐2020. Cette dynamique européenne sera d’ailleurs également
observée en Belgique en raison du déploiement attendu de l’éolien offshore sur la période
2015‐2020 qui conduirait à terme à une production annuelle d’électricité issue du plateau
continental belge supérieure à 7 TWh ;
‐ d’autre part, les effets du couplage des marchés dans la zone central ouest Europe vont
s’intensifier avec le renforcement des capacités d’interconnexion entre la zone ELIA et les
réseaux voisins. Les projets ALEGrO12, NEMO13 et autre BRABO14 constituent autant de
projets qui conduiront à une multiplication des échanges d’énergie et qui auront un impact
sur la constitution du prix de l’énergie à l’intérieur de la zone/des zones en question bien
supérieur à l’effet induit par le projet d’arrêté du gouvernement wallon examiné.
ALEGrO : (Aachen Liège Electricity Grid Overlay), liaison entre les réseaux d’ELIA et de AMPRION. La
capacité de transport de cette nouvelle interconnexion sera de l’ordre de 950 à 1.200 MW, soit environ
1/10ème de la consommation électrique belge moyenne.
Le projet NEMO concerne la construction d’une interconnexion électrique entre la Belgique et le Royaume‐
Uni baptisé « interconnexion Nemo Link® ». Une fois réalisée, cette interconnexion oﬀrira une capacité́ de
1 000 MW.
Le projet BRABO concerne l’augmentation de la capacité d’importation depuis les Pays‐Bas et vise à garantir
l’approvisionnement de l’ensemble de la Belgique et, plus particulièrement, de la zone portuaire d’Anvers. Il
aura pour effet d’offrir une capacité d’accueil supplémentaire de l’ordre de 1100 MW.
En conclusion et au regard du contexte global du marché de l’électricité, la CWaPE considère donc
qu’un report de l’objectif de quatre ans aura finalement un effet marginal sur la formation du prix de
gros de l’électricité.
1.5.3.2. Impact des investissements nécessaires à l’accueil des productions vertes sur le tarif des
L’impact de la trajectoire proposée sur les tarifs de distribution et de transport dépend des
investissements à consentir sur les différents réseaux. Ces coûts d’investissement sont fortement
tributaires des capacités à mettre à disposition.
Concrètement, sur base des hypothèses, on peut estimer que la puissance additionnelle mobilisée
pour permettre la production suivant les objectifs définis est de 1375 MW en 2020 et 2239 MW en
Il convient toutefois de remarquer que cette capacité n’est pas à mobiliser sur le même niveau de
tension. Pour de petites installations, la demande sera rencontrée à l’échelon local, soit directement
sur le réseau des GRD. Au‐delà de 3 à 5 MW, il faudra par contre envisager un raccordement au
niveau du poste Elia, à l’interface GRD‐GRTL. Enfin, au‐dessus de 25 MW, le raccordement
s’effectuera au niveau du réseau Elia.
L’impact sur les réseaux sera donc directement lié à la localisation des investissements. Pour autant,
cet élément est très difficile à évaluer, car le gisement ne correspond pas forcément au potentiel du
réseau, ainsi que l’on déjà montré les études précédentes réalisées entre autres par Elia.
En effet, une difficulté importante a chaque fois été identifiée : même si le potentiel de SER pouvait
être estimé au plus juste, rien ne garantit que des demandes fermes de candidats producteurs soient
finalement enregistrées, encore moins qu’elles portent sur les lieux préalablement déterminés
comme « favorables » ou « potentiels ».
Pour permettre d’orienter les candidats vers les régions où les raccordements peuvent être menés
rapidement et efficacement, ELIA a publié en 2011 sur son site internet une liste des postes
disposant des capacités disponibles. Celle‐ci est toujours disponible : http://www.elia.be/fr/grid‐
data/grid‐development/capacite‐nouvelles‐unites‐de‐production. Il convient cependant d’interpréter
ces chiffres avec prudence, car si le total arithmétique des valeurs renseignées pour les postes situés
en Région wallonne avoisine 4600 MW, soit en théorie largement assez pour rencontrer l’objectif
souhaité, les capacités mentionnées ne sont pas cumulables. En effet, elles sont essentiellement
déterminées sur base des capacités d’accès des équipements des postes (principalement les
capacités de transformation) mais ne tiennent pas compte, ni des problèmes d’encombrement des
postes, ni des congestions possibles au niveau des lignes les alimentant, ni au final de l’interaction
entre ces postes.
L’exercice mené par ELIA s’est limité aux postes pour lesquels les risques en termes de congestion
étaient les moins marqués, à savoir pour les niveaux de tension 380/220/150 kV. A ces niveaux de
tension, les capacités estimées peuvent être considérées comme immédiatement disponibles et
aucune limitation d’injection n’est généralement rencontrée ; elles ne concernent toutefois que les
plus grosses installations de production, présentes en petit nombre.
A l’opposé de celles‐ci, une dispersion géographique optimale d’unités de petite puissance
(inférieure au MW) permettrait également leur raccordement sans nécessiter le renforcement du
réseau de transport. Contrairement aux raccordements en très haute tension (THT) qui peuvent
évacuer des niveaux de puissance importants sur de longues distances, ce type de raccordement MT
permet également de répondre à la demande au plus près et, de ce fait, de limiter les pertes réseaux.
Toutefois, il serait périlleux de mener le même exercice d’inventaire des capacités disponibles dans
les postes situés à des niveaux de tension inférieurs (c.‐à‐d. 70 kV ou moins) car, s’agissant de poches
géographiques nettement plus restreintes et aux propriétés électriques moins comparables
(notamment en termes de puissance et de bouclages), les risques de saturation des liaisons locales
sont nettement plus présents.
Enfin, il existe une alternative intéressante, qui consiste en la création de « hubs ». L’expérience
démontrant que les problèmes de congestion sont rarement connus au niveau de la distribution mais
plutôt au niveau du réseau de transport local (RTL) d’ELIA (essentiellement le niveau 70 kV), cette
solution consiste à raccorder des UPD de plus petite puissance mais en nombre suffisamment
important que pour justifier un raccordement à un niveau de tension supérieur à celui du RTL. Dans
le cadre du dernier plan d’adaptation du RTL (plan 2015‐2022) approuvé par la CWaPE au début
2015, cette solution est actuellement programmée à l’horizon 2017 au poste de Brume via
l’installation d'un nouveau transformateur injecteur 380/110 kV de 300 MVA (exploité dans un
premier temps en 380/36 kV). Cet investissement est cependant conditionné à la confirmation d’un
nombre suffisant de demandes de producteurs.
Suite à ces constats et aux multiples réserves évoquées, moyennant des hypothèses extrêmement
simplificatrices, les gestionnaires de réseaux interrogés dans le cadre de cet avis ont finalement
retenu des montants approximatifs d’investissement, sur lesquels se base l’étude d’impact
développée ci‐après.
1.5.3.3. Impact des montants estimés par les gestionnaires de réseaux
a. Impact de la proposition des scénarios sur le tarif de distribution des GRD
Selon une estimation réalisée par les GRD, l’impact d’une production renouvelable de 8 000 GWh, à
l’horizon 2024, nécessitera un investissement dans leur chef compris entre 85 et 100 millions
d’euros, pour leur permettre d’intégrer cette production sur le réseau de distribution. Cette
estimation pourrait être revue en fonction de différents facteurs impactant significativement les
investissements à réaliser, tels que la future évolution des coûts des installations par filière, la taille
moyenne des installations, la part de production biomasse reliée sur le réseau de transport, le taux
d'autoconsommation, la disponibilité de la flexibilité pour résoudre des problèmes de congestion,
etc. Un réseau smart grid et l’utilisation de la flexibilité ont été pris en compte pour réaliser
l’estimation de l’investissement à réaliser. En outre, les GRD ont pris pour hypothèse des installations
proches de centres de consommation (tels que zone industrielle ou commerciale). Pour la filière
éolienne, les GRD ont considéré qu’une grande partie des projets était raccordée directement aux
postes du réseau de transport.
Ce montant estimé (entre 85 et 100 millions d’euros) ne sera pas distribué de manière uniforme sur
le réseau. L’impact financier sera donc différent selon le GRD en fonction de l’infrastructure existante
et du potentiel de développement d’unités de production renouvelable relatif au territoire desservi
par ce GRD. La CWaPE a donc estimé l’impact de ces investissements complémentaires sur
l’enveloppe budgétaire globale des GRD wallons sur base de plusieurs hypothèses et conformément
à la méthodologie tarifaire actuelle. Cette enveloppe, différemment impactée par GRD, est répartie
selon plusieurs niveaux de tension et de groupes de clients, eux‐mêmes aussi différents selon les
réseaux de distribution, afin de déterminer les tarifs propres à chaque GRD.
L’estimation de l’impact à l’horizon 2024 sur les tarifs de distribution wallons est délicate à réaliser.
Néanmoins, un exemple théorique estimant cet impact sur un client‐type Dc a été réalisé ci‐après.
Par ailleurs, en fonction des principes spécifiques que le Gouvernement wallon souhaiterait mettre
en œuvre, et ce, notamment par rapport au traitement de l’injection, le surcoût de l’investissement
dans les réseaux pourrait être supporté partiellement ou totalement par les producteurs ou par les
consommateurs ; ces principes pourraient le cas échéant, neutraliser en tout ou en partie l’impact de
l’augmentation de l’enveloppe budgétaire sur les tarifs de distribution liés au prélèvement.
Estimation de l’impact financier sur la distribution
Les investissements (compris, comme mentionné ci‐avant, entre 85 et 100 millions d’euros) couvrent
essentiellement les installations complémentaires de transformateurs et de lignes et câbles,
respectivement amortis en 33 et 50 ans. Un investissement complémentaire au sein des GRD
impacte la base d’actifs régulés de ceux‐ci, et donc en conséquence, la rémunération équitable, la
dotation aux amortissements et les charges financières, inclus dans l’enveloppe budgétaire.
50% en 33 ans (transformateurs)
50% en 50 ans (lignes/câbles)
60% du montant de l’investissement
Taux d’emprunt estimé
Taux de rentabilité moyen de la RAB15
Tableau 30 : Hypothèses relatives à l’investissement
Sur base des hypothèses ci‐dessus, l’impact estimé sur l’enveloppe budgétaire pour la période
2015‐2024 est de 30 millions d’EUR, soit 4,14% de l’enveloppe budgétaire 2016. Il est à noter que cet
investissement continue à porter ses effets sur l’enveloppe au‐delà de 2024, et ce jusqu’à ce que la
totalité de celui‐ci soit amorti.
Dans le cas où les 8000 GWh étaient atteints en 2020, l’investissement est réalisé sur un laps de
temps plus court et l’impact sur les enveloppes à 2024 est plus important : 52M€, soit 7% de
l’enveloppe budgétaire globale de 2016.
Cet écart est fonction de plusieurs paramètres dont le montant financé par emprunt, le taux d’intérêt
de l’emprunt, le taux de rentabilité des actifs régulés, et les taux d’amortissements à prendre en
compte, eux‐mêmes fonction de la proportion de chaque type d’investissements.
En fonction de ces différents paramètres et de la prise en compte des hypothèses les plus
pertinentes, une analyse de sensibilité permet d’estimer que l’impact cumulé du scénario « CWaPE »,
se traduit par une hausse de l’enveloppe budgétaire totale de 2024 des GRD wallons comprise entre
2,72% et 3, 1%, hausse par rapport au scénario initial qui prévoyait ces mêmes 8000 GWh à l’horizon
Le graphique ci‐dessous permet de visualiser la comparaison de l’impact des investissements sur
l’enveloppe budgétaire des GRD entre le scénario qui permettait d’atteindre 8000 GWh en 2020 et le
scénario CWaPE.
RAB : Base d’actifs régulés
Scénario 8000 GWh ‐ 2020
Scénario CWaPE
Graphe 12 : Comparaison de l’impact des investissements réseau de distribution sur l’enveloppe budgétaire des GRD
Les effets des investissements16 augmentent graduellement jusqu’à l’atteinte de l’objectif 8000 GWh,
puis diminuent au fil des amortissements de la base d’actifs régulé, selon les hypothèses
d’amortissement définies ci‐dessus. Cette estimation ne tient pas compte du fait que de nouveaux
investissements viendront produire leurs effets après 2024.
En isolant l’impact de ces investissements du contexte global, sans prise en compte d’autres facteurs
susceptibles de modifier les tarifs, et en appliquant l’augmentation relative de l’enveloppe
budgétaire au coût de distribution supporté par un client type Dc wallon moyen en 2015 (bihoraire
3500 kWh annuel), les coûts de distribution évolueront comme estimés ci‐dessous :
Coûts de distribution moyen 2015
Coûts de distribution moyen ‐ Scénario 8000 GWh ‐ 2020
Coûts de distribution moyen ‐ Scénario CWaPE
coût de distribution en €
Graphe 13 : Estimation de l’impact des investissements réseau sur les coûts de distribution – Client type Dc
Marge équitable, Amortissements et charges financières
Toute autres choses restant égales par ailleurs et à euro constant, l’impact sur la facture du client
type Dc en 2024 serait de :
Augmentation des coûts de Augmentation des coûts de
distribution de la facture du client distribution de la facture du client
type Dc en 2020
type Dc en 2024
Scénario 8000GWh ‐ 2020
+3,10€
+2,76€
+2,97€
Tableau 31 : Estimation de l’impact sur la facture du client type Dc
Entre 2015 et 2024, les coûts de distribution supplémentaires cumulés, dans le cas du scénario 8000
GWh en 2020, s’élèvent à 19,30 EUR et, dans le cas du scénario CWaPE, à 11,30 EUR, pour un client
type Dc.
b. Impact des scénarios sur le tarif de transport (local)
Comme indiqué ci‐avant, le montant d’investissement à réaliser, en terme de réseau de transport,
est essentiellement fonction de la localisation des installations décentralisées et de leur puissance,
selon la disponibilité ou non d’une capacité de réseau de transport.
Dans le cadre des réflexions REDI, un montant d’investissement de 200 millions d’euros avait été
estimé par ELIA, pour la période allant de 2012 à 2020, en vue d’accueillir des productions
décentralisées, tenant compte d’une localisation « optimisée » de ces installations. Ce montant
d’investissement n’a plus été actualisé depuis.
Tout comme pour les GRD actifs en Wallonie aujourd’hui, les investissements d’Elia impactent sa
base d’actifs régulés, et donc en conséquence, la rémunération équitable, la dotation aux
amortissements et les charges financières, inclues dans l’enveloppe budgétaire qui permet d’établir
les tarifs des clients, par niveau de tension. Le taux d’amortissement moyen est d’environ 40 ans, et
l’endettement global est de 66% (Rapport Dettes/(Dettes+Fonds propres)). Les taux relatifs aux
charges financières et à la marge équitable sont actuellement assez faibles (environ 5%).
Le tarif transport des différents clients d’Elia est établi par niveau de tension. Dans les faits, le même
tarif s’applique en Wallonie ou en Flandre si le niveau de tension utilisé par le client est le même.
Autrement dit, des investissements réalisés sur le réseau de transport en Wallonie porteront leurs
effets sur le tarif de l’ensemble des clients belges d’Elia, et réciproquement avec la Flandre.
En sus de ces investissements, des coûts de gestion du système, permettant d’équilibrer le réseau,
sont également impactés à la hausse par le développement des énergies vertes, principalement les
énergies intermittentes. Ces coûts nécessaires à assurer l’équilibre du réseau doivent être distingués
des coûts de « back‐up », relatifs à la sécurité d’approvisionnement et traités ci‐après. Ces coûts
permettant de maintenir l’équilibre sur le réseau font également partie de l’enveloppe budgétaire
d’Elia et portent leurs effets sur le tarif de transport.
Une estimation chiffrée de l’impact des scénarii de développement du renouvelable en Wallonie sur
le tarif de transport, à ce stade, n’a que peu de sens. En effet, d’une part, cet impact est
essentiellement lié à la localisation des futurs projets et à leur taille. D’autre part, les clés de
répartition permettant de définir les tarifs par type de clients sont définies en fonction des niveaux
de tension utilisés par l’ensemble des clients d’Elia. Dès lors, le nombre d’hypothèses à formuler
rendrait l’exercice peu crédible.
Notons toutefois qu’à partir de 2016, Elia a pour ambition d’investir environ 400 millions d’euros par
an dans son réseau à l’échelle nationale pour répondre à des besoins croissants de remplacement
et/ou de renforcement (pour assurer le maintien de l’infrastructure existante ou assurer son
redéploiement notamment pour accueillir le renouvelable), et à des grands projets
d’interconnexions, soit environ le double de l’investissement constaté ces dernières années.
Sur base de ces éléments, et en conclusion, l’impact du nouveau scénario 8000 GWh en 2026 par
rapport à la trajectoire initiale prévue pour 2020 ne pourrait, en fonction de la localisation effective
des projets qui se réaliseront que ralentir certains besoins en investissement et avoir un effet
marginal temporaire sur les tarifs de transport et leur évolution dans les prochaines années.
1.5.4. Examen du coût d’un back‐up destiné à pallier l’intermittence de la production d’électricité
Le déploiement d’unités de production d’électricité d’origine renouvelable, parmi lesquelles figurent
des ressources dites intermittentes, conduira immanquablement à la nécessité de maintenir, voire de
développer, un parc de production flexible et/ou de back‐up capable de pallier les différents sauts, à
la hausse comme à la baisse, de production associés à cette intermittence.
Cependant, dès lors que l’on considère la notion de back‐up dans son acception la plus large, à savoir
un système énergétique qui, tout en restant à même de satisfaire la demande à tout moment,
contient suffisamment de redondance au sein de son parc de production que pour pallier les aléas
des différentes unités de production le constituant, chaque unité de production est, à des degrés
variables il est vrai, susceptible de servir de back‐up à une autre unité de production, renouvelable
ou non. Il est dès lors difficile d’affecter la part du coût associé au back‐up, pour autant que celui‐ci
puisse être connu, qui échoit au développement en Région wallonne des énergies renouvelables,
voire au ralentissement de celui‐ci associé à la proposition d’AGW.
La notion de coût moyen de production, telle que reprise dans les études Bureau Fédéral du Plan
(201417 et 201518), constitue néanmoins un indicateur qui mérite toute notre attention. Il tend en
effet à rendre compte des coûts de production nécessaires à un approvisionnement disposant de la
redondance (i.e. back‐up) suffisante que pour permettre un déploiement de la production
d’électricité issue de sources d’énergie renouvelables à hauteur des objectifs 20‐20‐20.
Tenant compte d’un certain nombre d’hypothèses, parmi lesquelles la nécessité de renouveler le
parc de production en Belgique (notamment dans le cadre de la sortie programmée du nucléaire), la
nécessité d’assurer un déploiement des énergies renouvelables à même de respecter les objectifs du
paquet énergie‐climat européen, mais également la nécessité de maintenir l’offre à un niveau
suffisant que pour satisfaire à tout moment la demande (en ce inclus le développement de capacité
de back‐up), le scénario de référence, basée sur le modèle PRIMES, fait état d’une croissance
annuelle du coût moyen de production19 en Belgique de 4,5% sur la période 2010‐2020, et de 0,8%
sur la période 2020‐2030, pour situer à hauteur de 108 EUR/MWh en 2030.
Bureau Fédéral du Plan (2014), Le paysage énergétique Belge : perspectives et défis à l’horizon 2050,
Description d’un scénario de référence pour la Belgique, Octobre 2014.
Bureau Fédéral du Plan (2015), Working Paper 3‐15, 2030 Climate and Energy Framework For Belgium,
Impact assessment of a selection of policy scenarios up to 2050, April 2050.
Le Bureau fédéral du plan définit le coût moyen de production de la façon suivante : « le total des coûts
encourus divisé par le total des ventes d’électricité. On peut scinder le coût moyen de production en trois
composantes distinctes : les coûts fixes, les coûts variables et les autres coûts. Les coûts fixes englobent le
coût annuel du capital et les coûts fixes de fonctionnement et d’entretien. Les coûts variables comprennent
les coûts liés à l’achat des combustibles et les autres coûts variables dont le coût du stockage du CO2 le cas
échéant. Les autres coûts sont les coûts exposés pour l’achat des droits d'émissions mis aux enchères ».
Selon le Bureau Fédéral du Plan, cette tendance s’explique principalement en raison « des besoins
importants d'inves ssements pour remplacer de nombreuses installa ons obsolètes et/ou
démantelées et assurer l’adéqua on du parc de produc on, d’une part, et l'augmentation du coût des
combus bles suite à la forte hausse du prix du gaz naturel, d’autre part. La hausse du coût de
production s'explique également, dans une moindre mesure, par les dépenses exposées pour acheter
des droits d'émissions dans le système ETS »20.
Dans les études précitées, le Bureau fédéral du plan suppose le respect du timing de démantèlement
formulé dans la loi du 31 janvier 200321, et n’examine pas l’hypothèse d’un maintien des capacités de
production nucléaires au‐delà de 2025. Précisons néanmoins qu’un tel maintien nécessiterait
également la réalisation d’investissements non négligeables, que ce soit pour assurer la continuité de
la production issue des unités de production nucléaires, ou encore pour disposer d’unités de pointe à
même de jouer le rôle de back‐up en présence d’une capacité de production nucléaire et d’origine
renouvelable importante.
En conclusion, la CWaPE estime que la question liée à la constitution d’un parc de production
flexible, disposant en son sein d’une redondance suffisante que pour couvrir les écarts de production
des unités dites intermittentes, est une question importante, que ce soit dans le contexte du
scénario imposé par la loi du 31 janvier 2003 précitée ou dans un contexte de maintien de capacité
de production nucléaire au‐delà de 2025. Néanmoins, le calcul du coût dudit back‐up associé au
déploiement de capacité de production d’électricité d’origine renouvelable en Région wallonne, voire
au ralentissement de celui‐ci initié par l’AGW examiné, est dans le contexte actuel (développement
généralisé de production d’électricité d’origine renouvelable à l’échelle de l’union européenne,
développement des interconnexions, …) soumis à de trop nombreuses hypothèses que pour garantir
une certaine fiabilité des résultats. La CWaPE note toutefois que les études précitées du Bureau
Fédéral du Plan (214 et 2015) rendent compte d’une croissance non négligeable du coût moyen de
production, notion qui intègre le coût du back‐up, à l’horizon 2020 et dans une moindre mesure à
l’horizon 2030.
Bureau fédéral du Plan (2014).
Loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle
L’analyse menée par la CWaPE démontre l’extrême sensibilité de la stratégie de développement de
l’énergie renouvelable et particulièrement l’électricité à une série de paramètres. Citons notamment
les paramètres relatifs à la consommation finale d’énergie en Wallonie, point de départ du
raisonnement, puis les projections de fournitures soumises à quota de CV et des prélèvements
soumis à la surcharge garantie d’achat des CV perçue par le gestionnaire de réseau de transport
local, ELIA.
enveloppes de CV, les quotas annuels, l’évolution du marché des CV et par conséquent, sur la facture
d’électricité des consommateurs.
Sur base de tous les travaux menés par la CWaPE dans le cadre de cet avis, celle‐ci préconise de se
baser sur le scénario qu’elle a actualisé notamment parce qu’il s’appuie sur les dernières prévisions
disponibles, issues d’une institution reconnue, le Bureau Fédéral du Plan, sur les données les plus
récentes en matière de statistiques de production d’électricité verte sur le territoire et qu’il garantit
l’atteinte de l’objectif d’électricité SER.
Tableau 32 : Enveloppes de CV additionnels annuels (CV) – scénario CWaPE
Tableau 33 : Production d’électricité additionnelle effective – scénario CWaPE
Sur base de ce scénario, un certain équilibre est rétabli sur le marché des certificats verts entre 2017
et 2019. C’est également le scénario dont le coût estimé est le plus bas, notamment au regard de la
stratégie initiale du Gouvernement (du 3 avril 2014) visant 8 000 GWh d’E‐SER sur le territoire wallon
en 2020, objectif aujourd’hui non atteignable au vu de l’existant.
Mais la montée en puissance du nouveau régime (celui en vigueur depuis le 1er juillet 2014 pour la
majorité des filières) liée à l’atteinte de l’objectif E‐SER en 2020 et 2030 et la réintroduction sur le
marché des CV mis en réserve par SOLAR CHEST risquent de venir perturber cet équilibre fragilement
retrouvé entraînant une augmentation inévitable de la surcharge CV wallons perçue par ELIA.
Rappelons toutefois que ces 2 assiettes de perception ne sont pas identiques, que la deuxième est
inférieure à la première et que la répercussion de la surcharge (actuellement de 13,8159 EUR/MWh)
est différente par GRD et par niveau de tension.
Un troisième mécanisme pouvant être mis en œuvre est celui de la mise en réserve du surplus de CV
par un organisme agréé par le Gouvernement. Une première opération de ce type a été réalisée le
1er juillet 2015. La CWaPE pointe toutefois la complexité de l’opération et son coût.
Enfin, le dernier paramètre sur lequel le Gouvernement peut agir concerne la partie « offre » du
marché des CV.
Notons encore que les taux d’octroi utilisés pour l’ensemble de tableaux de l’avis sont ceux qui
découlent de l’actuelle méthodologie kECO. Nous attirons l’attention du lecteur sur le fait qu’après
2 ans, une indexation des prix de l’électricité est opérée pour déterminer ces taux d’octroi. Ainsi, si
les prix de l’électricité ne suivent pas cette tendance et qu’ils baissent, sont stables, ou augmentent,
cela aura inévitablement un impact sur les taux d’octroi des installations bénéficiant du nouveau
régime via l’application du facteur correcteur rho. Une hausse ou une baisse des taux d’octroi et une
rectification des taux déjà appliqués serait attendue, avec un impact sur le volume total d’octroi et
donc sur le marché des CV.
Les analyses complémentaires demandées par le Gouvernement dans le cadre de cette stratégie
montrent que l’effet du scénario de postposer la réalisation de l’objectif de 8 TWh d’E‐SER n’aurait
qu’un effet marginal sur les tarifs de distribution et de transport de l’électricité. Il serait également
difficilement perceptible sur le prix de la commodity du fait de l’échelle du marché de l’électricité
que nous connaissons. C’est donc essentiellement sur la contribution verte, que nous appellerons
« globalisée » (celle provenant des quotas et celle provenant de la surcharge pour CV wallons) que
l’impact se fera le plus ressentir. Il est à noter qu’alors que le quota est répercuté de façon linéaire
sur l’ensemble des consommateurs résidentiels wallons, il n’en est pas de même pour la surcharge
CV wallons puisque son montant dépend du niveau de prélèvement du gestionnaire de réseau de
distribution et du détenteur d’accès concerné. Ainsi, dans une zone où la production locale injectée
sur le réseau de distribution concerné aura tendance à augmenter, la surcharge diminuera, avec un
effet sur les zones où la production locale verte ne se développe pas. Ces dernières seront alors
amenées à contribuer davantage.
Pour conclure, l’ensemble des analyses menées par la CWaPE montre que l’appel à la garantie
d’achat de CV par ELIA ne sert plus de filet de sécurité (objectif initial de la mesure), mais devient une
source de financement à part entière du mécanisme de soutien au développement de l’électricité
verte en Wallonie au même titre que les quotas de CV lorsque l’on évalue les volumes en jeu.
Le marché, initialement piloté par un jeu simple d’offre (octroi de CV) et de demande (quotas de CV)
est perturbé et ne peut revenir à un équilibre de façon naturelle sur la période. En outre, les
projections relatives à l’assiette de perception des quotas montrent qu’elle diminue entre 2015 et
2024. Il en est de même pour l’assiette de la surcharge CV wallons perçue par ELIA.
avis 082015 - cwape - AGW 042015 - surcoût.pdf (PDF, 1.2 Mo)
Ce fichier a été mis en ligne par un utilisateur du site. Identifiant unique du document: 00358761.