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Timestamp: 2018-03-19 11:06:58+00:00
Document Index: 212685896

Matched Legal Cases: ["l'article 2", "l'article 2", "l'article 2", "l'article 8", "l'article 6", "l'article 8", "l'article 1", "l'article 10", "l'article 8", "l'article 1", "l'article 1"]

Avis de la Commission de régulation de l'électricité en date du 20 décembre 2001 sur l'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par des installations utilisant l'énergie radiative du soleil, telles que visées à l'article 2 (3°) du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000 | Legifrance
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Avis de la Commission de régulation de l'électricité en date du 20 décembre 2001 sur l'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par des installations utilisant l'énergie radiative du soleil, telles que visées à l'article 2 (3°) du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000
JORF n°62 du 14 mars 2002 page 4683
NOR: ECOI0200003V
La Commission de régulation de l'électricité a été saisie, le 3 décembre 2001, par le ministre de l'économie, des finances et de l'industrie et par le secrétaire d'Etat à l'industrie, d'un projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie radiative du soleil pris en application du décret n° 2001-410 du 10 mai 2001 relatif aux conditions d'achat de l'électricité produite par des producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat.
Sur le rapport du directeur des relations avec les producteurs, la CRE a rendu l'avis suivant :
Considérations communes à toutes les filières
bénéficiant de l'obligation d'achat
I. - La loi du 10 février 2000 a prévu deux mécanismes permettant de mettre en oeuvre une politique de soutien au développement de certaines filières énergétiques : le système d'appels d'offres et les obligations d'achat.
Le mécanisme de fixation du tarif d'achat ne permet pas de prévoir ou de contrôler les capacités de production qui vont être finalement réalisées ni, par suite, le coût pour la collectivité et les conséquences sur le marché : si le prix fixé est trop bas, la filière concernée ne se développera pas ; s'il est trop élevé, elle se développera au-delà des objectifs poursuivis, générant pour certains producteurs des rentes anormalement élevées et un coût important pour la collectivité (ce coût se traduisant par une augmentation des prix de l'électricité pour l'ensemble des consommateurs français). Ce mécanisme ne permet pas non plus de suivre au plus près les évolutions attendues, à la baisse, des coûts de production des filières subventionnées, risquant ainsi d'augmenter encore les marges des projets concernés.
A politique énergétique donnée, le choix d'un système fondé sur des appels d'offres tel que prévu à l'article 8 de la loi présente les avantages suivants :
- la puissance publique conserve la maîtrise du volume des capacités de production réalisées et la possibilité d'orienter l'implantation géographique des projets, ce qui permet à la fois de mener une politique d'aménagement du territoire et de mieux gérer le seuil d'acceptabilité des unités de production par les populations ;
- la puissance publique peut conserver le contrôle d'autres critères de qualité des projets, comme l'efficacité énergétique ou la proximité des réseaux ;
- les prix ressortant d'un appel d'offres prennent mieux en compte les diverses subventions dont a pu bénéficier un projet, évitant leur cumul et, donc, des rentes indues.
La substitution de mécanismes de marché (comme les appels d'offres ou les marchés de certificats verts) à un mécanisme de prix administrés est une garantie pour la collectivité d'atteindre les objectifs recherchés au moindre coût.
En outre, le mécanisme des appels d'offres est le seul prévu par la loi du 10 février 2000 pour les installations d'une puissance supérieure de 12 MW et utilisant les énergies renouvelables ou la cogénération (hors réseaux de chaleur). L'absence actuelle d'appels d'offres prive, d'ailleurs, les pouvoirs publics d'informations qui seraient précieuses pour apprécier le prix des obligations d'achat et leur nécessaire évolution dans le temps.
Une publication rapide de la programmation pluriannuelle des investissements, prévue par l'article 6 de la loi du 10 février 2000, procurerait une meilleure visibilité sur le moyen et le long terme à l'ensemble des acteurs concernés et offrirait la possibilité d'organiser les appels d'offres prévus par l'article 8 de la loi.
Au surplus, la procédure de l'appel d'offres permet plus facilement d'atteindre avec précision les objectifs quantitatifs (en termes de pourcentage de production à base de sources d'énergies renouvelables) que pourrait fixer l'Union européenne.
A défaut d'appel d'offres, le présent avis se fonde sur les références existantes, en France et à l'étranger, pour apprécier le niveau et la structure des tarifs d'achat proposés.
II. - Les projets d'arrêtés fixant les conditions de l'obligation d'achat sont pris en application du décret n° 2001-410 du 10 mai 2001 relatif aux conditions d'achat de l'électricité produite par les producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat. L'article 8 du décret prévoit, en effet, que, pour chacune des filières concernées, le tarif d'achat est égal aux coûts de production (investissement et exploitation) évités sur le long terme au système électrique, auxquels peut s'ajouter une rémunération supplémentaire correspondant à la contribution des installations à la réalisation des objectifs définis au deuxième alinéa de l'article 1er de la loi du 10 février 2000, qui sont :
- l'indépendance et la sécurité d'approvisionnement ;
- la qualité de l'air et la lutte contre l'effet de serre ;
- la gestion optimale et le développement des ressources nationales ;
- la maîtrise de la demande d'énergie ;
- la compétitivité de l'activité économique ;
- la maîtrise des choix technologiques d'avenir ;
- l'utilisation rationnelle de l'énergie.
La CRE note que l'article 10 de la loi se borne à indiquer que les conditions d'achat prennent en compte les coûts d'investissements et d'exploitation évités par les acheteurs, sans mentionner la notion de long terme ni d'autre contribution. Comme il n'existe pas d'approche rationnelle permettant d'évaluer la plupart des contributions à ces objectifs, le décret laisse ainsi au tarificateur une marge d'appréciation très importante, ce qui rend difficile l'analyse du tarif proposé.
III. - Pour évaluer les coûts et les émissions évités, il faut déterminer à quelle technologie se substituent les moyens de production bénéficiant de l'obligation d'achat. La simulation économique opérée ci-après dans le domaine des charges de service public ne préjuge pas de l'évaluation que la CRE devra réaliser sur la base de comptabilités appropriées tenues par les opérateurs concernés.
Pour la France continentale, les deux références raisonnablement envisageables aujourd'hui pour évaluer les coûts et externalités évités sont une centrale nucléaire et une centrale à cycle combiné au gaz, sans que l'on puisse dire aujourd'hui quelle solution sera privilégiée par les investisseurs à long terme. En tout état de cause, on peut noter que :
a) Se référer au nucléaire permet de tenir compte de la structure réelle du parc de production national dans les quinze prochaines années, composé majoritairement de nucléaire (75 %) et d'hydraulique (15 %), et d'une hypothèse de renouvellement par du nucléaire au-delà.
Les coûts de production retenus dans ce qui suit sont fondés, pour le nucléaire, sur le document « Coûts de référence DIGEC », publié en 1997 par le ministère de l'économie, des finances et de l'industrie ;
b) Se référer au cycle combiné au gaz revient à se fonder sur une hypothèse de renouvellement à long terme (15-25 ans) du parc de production français qui se réaliserait, au moins en partie, avec la technologie du cycle combiné au gaz. La centrale à cycle combiné au gaz retenue comme référence a une puissance installée de 650 MW, un rendement de 58 % et une disponibilité de 93 % pour un fonctionnement en base, soit la meilleure technologie disponible aujourd'hui.
Le niveau retenu pour les coûts variables s'appuie sur le prix du gaz observé sur les plus longues échéances des marchés à terme du gaz (2004), correspondant à un prix du baril de pétrole de 22 $ ;
c) La situation est différente en Corse et dans les DOM, où la production fait largement appel aux combustibles fossiles charbon et fuel. Les tarifs d'achat dans ces zones sont donc comparés à des centrales de petite taille fonctionnant au charbon et au fuel.
Les coûts de production retenus pour ces centrales reposent sur les informations communiquées par EDF.
IV. - L'obligation d'achat ne contribue pas de la même manière à chacun des objectifs visés à l'article 8 du décret du 10 mai 2001 qui renvoie à l'article 1er de la loi du 10 février 2000 :
1. La contribution à la lutte contre l'effet de serre est un sujet aujourd'hui relativement bien connu. Le Commissariat général du Plan a, ainsi, recommandé aux décideurs français de s'appuyer sur une valeur de 75 EUR par tonne de carbone émise. Il est probable que des mécanismes de valorisation des émissions de carbone se développeront en Europe dans les prochaines années. Une éventuelle contribution des tarifs d'achat à la lutte contre l'effet de serre peut donc être considérée comme un investissement ayant vocation à être rentabilisé dans le futur ;
2. La contribution à la qualité de l'air est liée à la réduction des émissions polluantes. Ces émissions ont fait l'objet d'études, au demeurant très imprécises en l'absence de mécanismes de marché, visant à quantifier les dommages qu'elles causent. Une des études les plus complètes et les plus récentes est l'étude européenne ExternE (1998) qui donne toutefois des fourchettes très larges. La valeur basse des fourchettes correspond à des installations de technologie récente établies loin des centres urbains, ce qui minimise les effets sur la santé des populations. La valeur haute correspond à des installations anciennes, sans traitement spécifique des émissions, et situées dans des zones à forte densité de population. L'évaluation se situant dans une perspective de long terme, la valeur basse peut être retenue, dans la mesure où les technologies de maîtrise des émissions polluantes progressent rapidement et où la construction de centrales est de plus en plus rare en zone urbanisée.
On trouvera, ci-dessous, un tableau donnant, pour les technologies auxquelles les nouvelles filières sont censées se substituer, les valeurs de coût de production, décomposé en coût fixe et coût variable (défini comme la part du coût directement proportionnelle au volume de production), des émissions de carbone et des estimations des externalités liées à la qualité de l'air.
n°o 62 du 14/03/2002 page 4683 à 4686
Dans ses avis sur les différents tarifs d'achat, la CRE compare les tarifs proposés à la somme des coûts de production évités, de la valeur des émissions de CO2 évitées et des estimations des externalités liées à la qualité de l'air.
Il faut également préciser que les autres régimes d'aide publique, notamment régionaux, dont peuvent bénéficier les installations, ne sont pas pris en compte parce qu'ils sont extrêmement variables.
De manière générale, les filières bénéficiant de l'obligation d'achat peuvent être classées en deux catégories : celles à production garantie, par exemple la cogénération, et celles à production non garantie, par exemple l'éolien et le photovoltaïque.
Les filières à production non garantie ne permettent pas d'éviter la construction de centrales supplémentaires qui produisent de l'énergie garantie, indispensable pour les gestionnaires du système électrique. Il n'existe pas à ce jour d'études statistiques ou économiques suffisantes permettant de penser que ces filières peuvent être prises en compte dans le dimensionnement des marges de sécurité du système électrique. Dans leur cas, les coûts évités de production se limitent donc aux coûts variables, essentiellement les coûts de combustible.
La CRE note à ce stade que les centrales nucléaires n'émettent quasiment pas de gaz à effet de serre ni de polluants atmosphériques et ont, de plus, un coût variable de production très bas. De ce point de vue, l'obligation d'achat pour les filières à production non garantie ne peut apporter en France continentale qu'un bénéfice très limité dans les quinze prochaines années.
A cet égard, le Danemark, l'Allemagne et l'Espagne, les pays européens souvent cités en exemple pour leur engagement en faveur des énergies renouvelables, sont dans une situation bien différente. Ces trois pays produisent une part importante de leur électricité à partir de charbon et le développement des énergies renouvelables leur procure un bénéfice plus important en termes de lutte contre l'effet de serre et de réduction des émissions polluantes.
Il est à noter que si la méthode décrite ci-dessus pour calculer les coûts et les externalités évités par les énergies renouvelables était appliquée pour toutes les formes d'énergie, et même si on tenait compte des externalités autres que le réchauffement global et la pollution de l'air, les résultats chiffrés seraient défavorables au cycle combiné au gaz, qui aurait, ainsi, peu de chances de renouveler le parc actuel de production d'électricité français, même en supposant que soit retenue, le moment venu, l'hypothèse d'un prix du gaz en moyenne peu élevé sur la période 2010-2035.
Néanmoins, cette considération sera mise de côté, dans le souci de favoriser au maximum la valorisation des énergies renouvelables en la comparant aux turbines à gaz, et parce qu'une éventuelle décision politique d'écarter le nucléaire à l'avenir peut l'emporter sur les considérations d'économie et de lutte contre les émissions polluantes dans l'atmosphère.
3. Le décret du 10 mai 2001 permet la prise en compte d'autres critères pour apprécier la valorisation, pour la collectivité, à attribuer aux énergies renouvelables. L'impact sur la maîtrise de la demande d'énergie est nul, comme l'est, le plus souvent, celui sur l'utilisation rationnelle de l'énergie. Les autres critères ne sont, malheureusement, pas quantifiables, mais leur impact global est probablement négligeable :
- aucun élément ne permet de penser que la contribution à l'objectif de compétitivité de l'activité économique est positive, puisque l'obligation d'achat est, et restera, une dépense à la charge des consommateurs d'électricité nationaux, dont rien ne prouve qu'elle soit inférieure aux éventuelles conséquences favorables à l'économie du développement des filières concernées ;
- la contribution aux objectifs d'indépendance, de sécurité d'approvisionnement, de gestion optimale et de développement des ressources nationales, de maîtrise des choix technologiques d'avenir, est globalement positive mais n'est guère quantifiable. Si elle est manifeste par rapport aux filières thermiques classiques, elle est moins évidente quand on prend en compte la filière nucléaire.
V. - En raison de ses caractéristiques, ce dispositif doit être conforme à la réglementation communautaire des aides d'Etat et notifié à la Commission européenne, en vue de son approbation préalable à toute entrée en vigueur. A défaut, les autorités communautaires pourraient être amenées à demander aux producteurs qui en auraient bénéficié le remboursement des aides versées.
VI. - Le présent avis est fondé sur deux types d'analyse :
- la comparaison avec les coûts et les externalités des filières nucléaire et cycle combiné au gaz, afin de vérifier qu'au moins à très long terme on peut espérer que l'obligation d'achat se traduise par un gain collectif ;
- la comparaison avec les coûts de production de la filière considérée, afin de vérifier, en outre, que le coût de l'obligation d'achat pour les acteurs du marché de l'électricité est le plus faible possible.
1. Description du tarif d'achat proposé pour l'électricité
produite par les installations utilisant l'énergie radiative du soleil
Le tarif proposé concerne les installations produisant de l'électricité à partir de cellules photovoltaïques.
1.1. Le prix d'achat de l'électricité, applicable sur une durée de 20 ans, est de 152,5 EUR/MWh en métropole continentale, et de 305 EUR/MWh en Corse et dans les DOM.
1.2. La quantité d'énergie susceptible d'être achetée à ce tarif est plafonnée à un niveau correspondant à une puissance crête de :
5 kW pour les logements individuels ;
1 MW pour les logements collectifs et les bâtiments professionnels ;
150 kW dans les autres cas.
1.3. Au terme des 20 ans du premier contrat, ou pour les installations mises en service avant le 11 février 2000, les installations peuvent aussi bénéficier d'un contrat d'achat de 20 ans, mais avec un tarif moins favorable : 44,2 EUR/MWh pour la métropole et 53,4 EUR/MWh pour la Corse et les DOM.
1.4. A partir du 1er janvier 2003, les tarifs proposés aux nouvelles installations diminuent, avec un taux de dégressivité annuel de 5 %.
Le tarif d'achat doit, d'abord, être comparé à la somme des coûts évités de production, de la valeur des émissions de CO2 évitées et des externalités liées à la qualité de l'air évitées.
2.1. La production d'électricité par les installations photovoltaïques ne peut être garantie, ce qui signifie que cette production ne permet pas au système électrique d'éviter la construction de centrales supplémentaires à puissance garantie. Seuls les coûts variables, de combustibles et d'exploitation, sont ainsi évités.
2.2. En revanche, les externalités environnementales prévues par le décret sont évitées en totalité, puisque la production photovoltaïque n'émet ni gaz à effet de serre, ni polluants atmosphériques (en toute rigueur il faudrait pourtant décompter les externalités engendrées par la fabrication des cellules photovoltaïques, qui est très consommatrice d'énergie, au point qu'il faut 4 à 5 ans de production d'électricité pour compenser l'énergie dépensée pour fabriquer les cellules).
Les deux tableaux qui suivent comparent le tarif proposé avec les coûts et les externalités évités par l'électricité photovoltaïque.
Que la production photovoltaïque soit comparée au nucléaire ou au gaz, le tarif proposé pour la métropole continentale, la Corse et les DOM est plusieurs fois supérieur à la somme des coûts et des externalités environnementales évités.
Les autres objectifs mentionnés à l'article 1er de la loi ne peuvent en aucune manière justifier un écart aussi important, qui conduit à ce que l'électricité photovoltaïque soit achetée au moins au quadruple de sa valeur, y compris le bénéfice environnemental attendu, en métropole, et au moins au triple en Corse et dans les DOM.
En première analyse, on peut considérer que l'électricité photovoltaïque, du fait de ses caractéristiques, évite les mêmes coûts et externalités que l'électricité éolienne. Le tarif proposé est pourtant très largement supérieur (de 80 EUR/MWh en métropole et de 220 EUR/MWh en Corse et dans les DOM) au tarif éolien, lui-même déjà très supérieur aux coûts et externalités évités (cf avis de la CRE du 5 juin 2001).
Le seul objectif mentionné dans la loi qui pourrait expliquer un écart entre les deux tarifs est celui de maîtrise des choix technologiques d'avenir. La valeur donnée implicitement à cet objectif par le Gouvernement (plus de 100 EUR/MWh en métropole continentale et plus de 200 EUR/MWh en Corse et dans les DOM) semble excessivement élevée.
3. Analyse des coûts de production de l'électricité photovoltaïque
3.1. Les coûts d'investissement sont estimés par l'ensemble des acteurs concernés à environ 7 500 EUR par kW installé, pour une énergie produite annuellement d'environ 1 000 kWh par kW installé en métropole.
Si l'on considère un taux de rémunération du capital de 1 % par an (correspondant à un particulier qui se contente d'une rémunération équivalente à celle obtenue avec un Livret A, soit 1 % net + 2 % correspondant à l'inflation), on obtient un coût du kWh photovoltaïque d'environ 450 EUR/MWh en métropole. Le coût de revient est du même ordre dans les DOM, la plus grande quantité d'énergie récupérée (environ 1 500 kWh par kW installé) compensant des coûts d'investissement plus élevés.
Le kWh photovoltaïque revient bien plus cher que celui des filières renouvelables comparables, ce qui s'explique par des coûts d'investissement très élevés, pour un faible rendement :
3.2. Le tarif proposé ne permet pas de couvrir ces coûts de revient, environ 15 à 20 fois plus élevés que les prix de marché (20 à 30 EUR/MWh). Les pouvoirs publics ont donc annoncé que le tarif d'achat serait complété par des subventions à l'investissement sous le contrôle de l'ADEME, pouvant aller jusqu'à 4 500 EUR par kW installé, soit 60 % du coût des installations.
En métropole, ces subventions ne seront pas suffisantes pour rendre l'investissement rentable. Le développement sera donc vraisemblablement limité aux particuliers et aux entreprises motivés par des considérations autres que la rentabilité économique du projet.
Dans les DOM en revanche, la combinaison du tarif d'achat encore plus favorable (300 EUR/MWh), des subventions et des possibilités de défiscalisation est susceptible de rendre l'investissement rentable.
3.3. Les perspectives de baisse des coûts sont relativement modestes à moyen terme. Une part non négligeable des coûts d'investissement est due à des équipements électrotechniques largement répandus et nécessaires au raccordement au réseau, qui ne bénéficient plus de baisses de prix significatives. Pour les capteurs, qui sont l'autre partie des investissements, des baisses de l'ordre de 20 % dans les cinq prochaines années sont envisagées avec les technologies utilisées aujourd'hui. Les nouvelles technologies, non encore validées industriellement, pourraient permettre de diviser par 2 les coûts d'ici à dix ans, ce qui laisserait encore le photovoltaïque environ 10 fois plus cher que les autres moyens de production d'électricité.
3.4. Au total, il apparaît que la production d'électricité photovoltaïque, qui a un réel avantage pour les matériels portables ou pour les sites isolés, en évitant le raccordement aux réseaux, ne se justifie pas économiquement lorsqu'elle doit être connectée au réseau. Son coût est, dans ce contexte, environ 20 fois plus élevé que celui des sources conventionnelles de production d'électricité, sans perspective raisonnable de compétitivité dans les dix ans à venir.
4. Conséquences du tarif proposé
L'objectif à atteindre n'a pas été annoncé par le Gouvernement. Si environ 20 MW étaient installés d'ici à 2005 (dont environ 15 MW dans les DOM), comme le prévoit l'ADEME, le surcoût pour le consommateur d'électricité à partir de 2005 serait d'environ 6 millions d'euros par an (ce coût ne comprend pas les autres subventions de l'Etat, de l'Union européenne et des collectivités territoriales).
5.1. Le tarif d'achat proposé est plusieurs fois supérieur à la somme des coûts et externalités environnementales évitées. Les conditions prévues par la loi du 10 février 2000 et le décret du 10 mai 2001 ne sont donc pas respectées.
5.2. Malgré cela, ce tarif d'achat est plusieurs fois inférieur au coût de production de l'électricité photovoltaïque, et doit être complété par des subventions massives, portant le soutien public total à environ 95 % du coût de production, pour envisager un certain développement de la filière.
5.3. L'inefficacité économique du raccordement au réseau des installations photovoltaïques contraint ainsi le Gouvernement à proposer un tarif d'achat excessif qui n'est pas compatible avec les exigences du décret n° 2001-410 du 10 mai 2001, sans pour autant créer les conditions économiques d'un réel développement de la filière.
5.4. Au vu de l'ensemble des éléments qui précèdent, la CRE considère que le tarif proposé ne respecte pas les conditions prévues par la loi du 10 février 2000. Elle émet, en conséquence, un avis défavorable sur ce projet d'arrêté.