La politique
de développement
des énergies
renouvelables
Rapport public thématique
Cour des comptes
La politique de développement des énergies renouvelables – juillet 2013
13 rue Cambon 75100 PARIS CEDEX 01 - tel : 01 42 98 95 00 - www.ccomptes.fr
Sommaire
DÉLIBÉRÉ
.........................................................................................
9
INTRODUCTION
...........................................................................
11
CHAPITRE I - LES ÉNERGIES RENOUVELABLES
PROGRESSENT SANS ATTEINDRE LES OBJECTIFS FIXÉS
...........................................................................................................
15
III
- La place des énergies renouvelables dans le contexte énergétique
français
....................................................................................................
16
A - Présentation générale
.........................................................................
16
B - La chaleur renouvelable
......................................................................
19
C - L’électricité renouvelable
....................................................................
22
IV
- Des objectifs ambitieux
.....................................................................
26
A - Un engagement fort de l’Union européenne
.....................................
26
B - La France est un des pays européens les plus actifs
...........................
28
V
- Des résultats tangibles mais insuffisants à terme
...............................
32
A - La France est encore bien placée
........................................................
32
B - Des objectifs encore éloignés
.............................................................
35
CHAPITRE II - UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
.......
39
I
- Des coûts de production élevés
...........................................................
39
A - La méthodologie de calcul des coûts
..................................................
40
B - Des coûts de production très disparates
............................................
41
II
- Un système de soutien complexe et d’efficacité variable
...................
44
A - Les dispositifs de soutien communs à l’électricité et à la chaleur
......
44
B - Le dispositif de soutien à la production d’électricité renouvelable
....
50
C - Les dispositifs de soutien à la production de chaleur renouvelable ... 53
III
- Un cadre juridique instable et contesté
.............................................
55
A - Des réglementations parfois excessives
.............................................
56
B - Des réglementations instables
............................................................
60
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4
COUR DES COMPTES
C - Un contentieux abondant
...................................................................
61
IV
- Une organisation des pouvoirs publics
inadaptée
............................
62
A - Des compétences à préciser entre la DGEC et la CRE
.........................
63
B - Une expertise insuffisante
..................................................................
63
C - Des défaillances dans la prise de décision
..........................................
66
D - Un manque de contrôle
......................................................................
69
E - Un rôle mal défini pour les collectivités locales
..................................
71
V
- De fortes contraintes physiques
.........................................................
73
A - Un réseau à adapter
...........................................................................
73
B - Une intermittence à gérer
..................................................................
74
C - Un
potentiel parfois limité
.................................................................
81
CHAPITRE III - LE BESOIN DE CHOIX DE LONG TERME
SOUTENABLES
..............................................................................
85
I
- Les coûts financiers pour la collectivité
................................................
86
A - Le coût des mesures de soutien
..........................................................
86
B - Le coût de l’intégration aux réseaux électriques
................................
96
C - La France est cependant en meilleure position que ses partenaires
européens
................................................................................................
98
II
- Les impacts socio-économiques
..........................................................
99
A - La déstabilisation du marché électrique
.............................................
99
B - Des filières industrielles encore fragiles
...........................................
100
C - Un impact encore modeste sur l’emploi
...........................................
104
III
- Les conditions de la cohérence
........................................................
106
A - Tenir compte des impacts environnementaux
.................................
107
B - Renforcer le rôle du marché de l’électricité
.....................................
110
C - Adapter les réseaux et la consommation
..........................................
111
IV
- Des arbitrages nécessaires
..............................................................
114
A - Arbitrer entre les filières
...................................................................
114
B - Adapter les dispositifs de soutien
.....................................................
118
C - Arbitrer entre des impératifs d’intérêt général contradictoires
.......
119
D - Mieux intégrer les enjeux économiques
...........................................
119
E - Investir dans la recherche
.................................................................
120
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SOMMAIRE
5
CONCLUSION GÉNÉRALE
........................................................
125
RÉCAPITULATIF DES RECOMMANDATIONS
...................
129
ANNEXES
.....................................................................................
131
Annexe n° 1 : table des sigles
.................................................................
132
Annexe n° 2 : liste des personnalités auditionnées
................................
135
Annexe n° 3 : liste des experts composant le comité d’appui
...............
139
Annexe n° 4 : vocabulaire de l’énergie - national et européen
..............
140
Annexe n° 5 : glossaire « énergies renouvelables»
................................
144
Annexe n° 6 : les différentes filières
.......................................................
148
Annexe n° 7 : liste des dispositifs incitatifs pour le développement des
énergies renouvelables dans la production d’électricité et de chaleur . 167
Annexe n° 8 : les méthodes de calcul des coûts de production
.............
171
Annexe n° 9 : coûts de production des énergies renouvelables
............
174
Annexe n° 10 : les dépenses de recherche et développement par filières
................................................................................................................
178
Annexe n° 11 : coût public d’abattement des productions d’électricité
renouvelable et valeur tutélaire du carbone
.........................................
180
Annexe n° 13 : les certificats verts et les primes additionnelles aux tarifs,
les exemples anglais et espagnol
...........................................................
184
Annexe n° 14 : les énergies renouvelables dans plusieurs pays de l’Union
européenne
............................................................................................
186
RÉPONSES DES
ADMINISTRATIONS ET DES
ORGANISMES CONCERNÉS
....................................................
199
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Les rapports publics de la Cour des comptes
- élaboration et publication -
La Cour publie, chaque année, un rapport public annuel et des
rapports publics thématiques.
Le présent rapport est un rapport public thématique.
Les rapports publics de la Cour s’appuient sur les contrôles et les
enquêtes conduits par la Cour des comptes ou les chambres régionales des
comptes et, pour certains, conjointement entre la Cour et les chambres
régionales ou entre les chambres. En tant que de besoin, il est fait appel au
concours d’experts extérieurs, et des consultations et des auditions sont
organisées pour bénéficier d’éclairages larges et variés.
Au sein de la Cour, ces travaux et leurs suites, notamment la
préparation des projets de texte destinés à un rapport public, sont réalisés par
l’une des sept chambres que comprend la Cour ou par une formation
associant plusieurs chambres.
Trois principes fondamentaux gouvernent l’organisation et l’activité
de la Cour des comptes, ainsi que des chambres régionales des comptes, et
donc aussi bien l’exécution de leurs contrôles et enquêtes que l’élaboration
des rapports publics : l’indépendance, la contradiction et la collégialité.
L
’indépendance
institutionnelle
des
juridictions
financières
et
statutaire de leurs membres garantit que les contrôles effectués et les
conclusions tirées le sont en toute liberté d’appréciation.
La
contradiction
implique
que
toutes
les
constatations
et
appréciations ressortant d’un contrôle ou d’une enquête, de même que toutes
les
observations
et
recommandations
formulées
ensuite,
sont
systématiquement soumises aux responsables des administrations ou
organismes concernés ;
elles ne peuvent être rendues définitives qu’après
prise en compte des réponses reçues et, s’il y a lieu, après audition des
responsables concernés.
La publication d’un rapport public est nécessairement précédée par la
communication du projet de texte que la Cour se propose de publier aux
ministres et aux responsables des organismes concernés, ainsi qu’aux autres
personnes morales ou physiques directement intéressées. Dans le rapport
publié, leurs réponses accompagnent toujours le texte de la Cour.
La
collégialité
intervient pour conclure les principales étapes des
procédures de contrôle et de publication.
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COUR DES COMPTES
Tout contrôle ou enquête est confié à un ou plusieurs rapporteurs.
Leur rapport d’instruction, comme leurs projets ultérieurs d’observations et
de recommandations, provisoires et définitives, sont examinés et délibérés de
façon collégiale, par une chambre ou une autre formation comprenant au
moins trois magistrats, dont l’un assure le rôle de contre-rapporteur, chargé
notamment de veiller à la qualité des contrôles. Il en va de même pour les
projets de rapport public.
Le contenu des projets de rapport public est défini, et leur élaboration
est suivie, par le comité du rapport public et des programmes, constitué du
premier président, du procureur général et des présidents de chambre de la
Cour, dont l’un exerce la fonction de rapporteur général.
Enfin, les projets de rapport public sont soumis, pour adoption, à la
chambre du conseil où siègent en formation plénière ou ordinaire, sous la
présidence du premier président et en présence du procureur général, les
présidents de chambre de la Cour, les conseillers maîtres et les conseillers
maîtres en service extraordinaire.
Ne prennent pas part aux délibérations des formations collégiales,
quelles qu’elles soient, les magistrats tenus de s’abstenir en raison des
fonctions qu’ils exercent ou ont exercées, ou pour tout autre motif
déontologique.
*
Les rapports publics de la Cour des comptes sont accessibles en ligne
sur le site internet de la Cour des comptes et des chambres régionales et
territoriales des comptes :
www.ccomptes.fr
. Ils sont diffusés par
La
documentation Française
.
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Délibéré
La Cour des comptes, délibérant en chambre du conseil réunie en
formation ordinaire, a adopté le présent rapport intitulé
La politique de
développement des énergies renouvelables
.
Le rapport a été arrêté au vu du projet communiqué au préalable
aux administrations et aux organismes concernés et des réponses
adressées en retour à la Cour.
Les réponses sont publiées à la suite du rapport. Elles engagent la
seule responsabilité de leurs auteurs.
Ont
participé
au
délibéré :
M. Migaud,
Premier
président,
MM.
Bayle, Bertrand, Mme
Froment-Meurice, MM. Durrleman, Lévy,
Lefas, Briet, Mme
Ratte,
présidents de chambre,
MM.
Babusiaux,
Descheemaeker, Hespel, présidents de chambre maintenus en activité,
MM. Devaux, Ganser, Cazala, Braunstein, Mmes Saliou (Françoise),
Darragon, MM. Bonin, Vachia, Vivet, Ténier, Mme Froment-Védrine,
MM. Ravier, Sépulchre, Mmes Malgorn, Vergnet,
Latare, Pittet,
MM. Cahuzac, Dors, Ortiz, Cotis, conseillers maîtres.
Ont été entendus :
-
en sa présentation, M. Levy, président de la chambre chargée des
travaux sur lesquels le rapport est fondé et de la préparation du
projet de rapport ;
-
en son rapport, M. Bertrand
,
rapporteur du projet devant la
chambre du conseil, assisté de MM. Babeau et Tronco, conseillers
référendaires, rapporteurs devant la chambre chargée de le
préparer, et de M. Paul, conseiller maître, contre-rapporteur devant
cette même chambre ;
-
en ses conclusions, sans avoir pris part au délibéré, M. Johanet,
Procureur général.
***
M. Gérard Terrien, secrétaire général, assurait le secrétariat de la
chambre du conseil.
Fait à la Cour, le 23 juillet 2013.
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10
COUR DES COMPTES
Le projet de rapport soumis à la chambre du conseil a été préparé,
puis délibéré le 13 mars 2013, par la deuxième chambre, présidée par
M. Levy, président de chambre, et composée de MM. Descheemaeker,
président de chambre, Devaux, de Gaulle, Vialla, Mousson, Monteils,
Colcombet, conseillers maîtres, et Gros, conseiller maître en service
extraordinaire,
ainsi que, en tant que rapporteurs, MM. Babeau, Tronco,
conseillers référendaires, et Lafon, rapporteur extérieur, et, en tant que
contre-rapporteur, M. Paul, conseiller maître.
Ont contribué aux travaux en tant que rapporteurs des différentes
enquêtes sur lesquelles la synthèse s’est appuyée, Mme Pappalardo,
MM. Cossin, de Gaulle, Vialla, conseillers maîtres, Fourrier, Imbert,
conseillers référendaires, Picard, auditeur, Mme Baille,
MM. Jannin,
Lafon, Pinon et Mme Puig, rapporteurs extérieurs
Le projet de rapport a été examiné et approuvé, le 4 juin 2013, par
le comité du rapport public et des programmes de la Cour des comptes,
composé de MM. Migaud, Premier président, Bayle, Bertrand, rapporteur
général du comité, Mme Froment-Meurice, MM. Durrleman, Levy,
Lefas, Briet et Mme Ratte, présidents de chambre, et M. Johanet,
procureur général, entendu en ses avis.
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Introduction
I
-
Objet du rapport
Le marché de l’énergie connaît depuis deux ans des évolutions
profondes :
l’irruption
des
hydrocarbures
non
conventionnels,
l’aggravation de la crise économique et l’accident de Fukushima
bouleversent la donne. La politique énergétique française se situe donc en
pleine transition. Historiquement dotée
d’une énergie moins carbonée et
d’une électricité moins chère que la plupart des autres grandes puissances
industrielles, notamment en raison de son parc nucléaire, la France s’est
fixé dès la fin des années 90 l’objectif de réduire ses émissions de gaz à
effet de serre et d’augmenter la part d’énergie renouvelable.
Elle a fait le choix d’objectifs plus ambitieux que la grande
majorité des pays européens et a engagé une politique volontariste. Sa
mise en oeuvre a conduit à augmenter la part des énergies renouvelables
dans le
mix
ou « bouquet » énergétique français à un niveau qui reste
encore, à ce jour, limité par rapport à l’ensemble des énergies
consommées en France. En 2011, sur une consommation totale d’énergie
primaire de 266,4 Mtep
1
, la consommation d’énergies renouvelables n’en
représentait en effet que 7,4 %. S’agissant plus spécifiquement de
l’électricité, sur une production totale de 543 TWh, les sources
renouvelables en ont représenté 13 %, soit 70,4 TWh
2
.
Le contexte dans lequel cette politique intervient a cependant
changé. Les contraintes sur les finances publiques se sont alourdies, la
volonté des grandes puissances de lutter contre le changement climatique
s’émousse. Enfin, la baisse annoncée de la part du nucléaire dans la
production d’électricité de 78,5 % en 2011 à 50 % en 2025 implique
logiquement plus d’efficacité énergétique et un surcroît d’énergies
renouvelables.
L’enquête menée par la Cour sur la politique de développement
des énergies renouvelables s’inscrit dans ce cadre. La Cour a entrepris
une série de contrôles qui ont notamment abouti, en 2012, à la publication
de deux rapports thématiques relatifs, d’une part, à « la politique d’aide
aux biocarburants » qui constituent une des formes d’utilisation d’une
énergie renouvelable, la biomasse et, d’autre part, aux coûts de la filière
électronucléaire. Elle a également, en 2012, contribué à l’information de
1
Millions de tonnes équivalent pétrole (voir glossaire, annexe n° 5).
2
Production nette d’électricité-Bilan électrique 2012 de RTE.
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12
COUR DES COMPTES
la commission d’enquête du Sénat sur le coût réel de l’électricité en
actualisant les propres travaux de la Cour relatifs à la contribution au
service public de l’électricité (CSPE).
Le présent rapport intervient au moment où vient de s’achever le
débat sur la transition énergétique qu’avait lancé le Gouvernement et où
va être préparé un projet de loi sur ce sujet. La Cour a souhaité, dans les
domaines de sa compétence, apporter sa contribution en mettant en
évidence que les objectifs de la France pour 2020 en matière d’énergies
renouvelables seront difficiles à atteindre (chapitre I) et en identifiant les
difficultés rencontrées (chapitre II). Elle en déduit des propositions
d’ajustements et d’arbitrage (chapitre III).
II
-
Présentation des énergies renouvelables
A - Les filières
Aux termes de la directive européenne de 2009, les énergies
renouvelables
sont
produites
à
partir
de
sources
non
fossiles
renouvelables. Elles peuvent servir à la production d’électricité et/ou de
chaleur
(biomasse,
biogaz,
pompes
à
chaleur
aérothermique
et
géothermique, énergies solaire et géothermique) ou seulement à la
production
d’électricité
(énergies
éolienne,
hydraulique,
marémotrice/houlomotrice
3
).
En 2011, la production de chaleur représentait 59,4 % de la
production totale d’énergie renouvelable
4
en France devant la production
d’électricité (40,6 %). Ces proportions ne devraient pas évoluer de façon
significative à l’horizon 2020. En revanche, pour la totalité des énergies
renouvelables (électricité + chaleur), la part de l’éolien passerait de 6,2 %
à 15,2 % entre 2011 et 2020 et celle de l’hydroélectricité baisserait de
30,2 % à 16,9 %.
B - Les acteurs
La politique publique en faveur des énergies renouvelables relève,
à titre principal, du ministre chargé de l’énergie, mais aussi des ministres
chargés de l’économie, du redressement productif et de la recherche.
L’administration principalement concernée est la direction générale de
l’énergie et du climat (DGEC), placée sous l’autorité du ministre chargé
3
Leurs principales caractéristiques sont précisées en annexe n° 6.
4
Hors biocarburants.
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INTRODUCTION
13
de l’énergie.
De nombreux volets de cette politique dépendent aussi
d’opérateurs publics particulièrement impliqués. Ainsi, l’Agence de
l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (ADEME) soutient
directement les investissements et la recherche dans des installations de
production de chaleur renouvelable. La Commission de régulation de
l’énergie intervient dans les procédures de soutien et le Commissariat
général au développement durable réalise, avec son service de
l’observation et des statistiques (SOeS), la mesure des capacités et des
productions d’énergies renouvelables.
S’agissant des acteurs industriels, hormis l’électricité hydraulique,
pour laquelle EDF et GDF-Suez exploitent plus de 90 % de la puissance
installée, les producteurs d’électricité ou de chaleur à base d’énergies
renouvelables sont des sociétés de droit privé de toutes tailles mais aussi
de
simples
particuliers,
propriétaires
d’installations
individuelles,
notamment photovoltaïques. Il en résulte un paysage fragmenté,
particulièrement diversifié et pas toujours structuré. Pour la seule région
Haute-Normandie, par exemple, pas moins de cinquante-neuf sociétés de
droit privé exploitent les parcs éoliens existants.
Enfin, les programmes publics de recherche sont, pour l’essentiel,
portés par des opérateurs publics, auxquels des acteurs privés peuvent
s’associer. Le premier groupe d’opérateurs est composé d’OSEO et des
agences qui distribuent des subventions ou aides diverses, l’Agence
nationale de la recherche (ANR), l’Agence de l'environnement et de la
maîtrise de l'énergie (ADEME). Le second groupe est composé
d’établissements publics dont l’activité de recherche est entièrement
consacrée à l’énergie, Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies
alternatives (CEA), Institut français du pétrole – énergies nouvelles
(IFPEN), Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs
(ANDRA), ou en partie (Centre national de la recherche scientifique
(CNRS), Institut national de recherche en sciences et technologies pour
l'environnement et l'agriculture (IRSTEA), Institut français de recherche
pour l’exploitation de la mer (IFREMER), Institut national de la
recherche agronomique (INRA), Institut français des sciences et
technologies des transports, de l'aménagement et des réseaux (IFSTTAR),
bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) et Centre
scientifique et technique du bâtiment (CSTB).
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14
COUR DES COMPTES
Précisions méthodologiques
L’enquête porte uniquement sur le soutien aux énergies renouvelables
et exclut les mesures en faveur de l’efficacité énergétique et des économies
d’énergie ainsi que l’aide aux biocarburants qui a fait l’objet d’un rapport
public thématique de la Cour en 2012. Compte tenu de la diversité des sujets
à traiter, le rapport constitue une synthèse d’une série de contrôles que la
Cour a menés en 2012 auprès des principaux acteurs publics concernés.
La référence officielle de mesure des objectifs français dans le cadre
européen est la part des sources d’énergies renouvelables dans la
« consommation finale brute » d’énergie. Il serait toutefois plus juste de
parler de production en raison de la méthodologie retenue officiellement
5
.
Afin de faciliter la lecture du rapport, l’expression « production » sera
retenue en lieu et place de « consommation finale brute » d’électricité et/ou
de chaleur renouvelables et la « part des énergies renouvelables dans la
consommation finale brute totale d’énergie » sera désignée par l’expression
« proportion des énergies renouvelables ».
Un comité d’appui, composé d’experts dont la liste figure en annexe
3, a été constitué afin d’éclairer, sur le plan technique, les travaux de la Cour.
Sur un certain nombre de points, en raison de leur complexité, des
précisions méthodologiques ou techniques sont données en annexes. Elles
approfondissent notamment les développements concernant les différentes
filières, la méthodologie de calcul des coûts et les éléments de comparaison
internationale.
5
La description détaillée des notions et conventions retenues est présentée en
annexe n° 4. Et d’ailleurs, le plan d’action nationale retient le terme « production
brute d’électricité » pour évoquer la consommation finale brute d’électricité.
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Chapitre I
Les énergies renouvelables progressent
sans atteindre les objectifs fixés
L’intérêt de la France pour le développement des énergies
renouvelables n’est pas nouveau.
Certaines initiatives ont été prises dans
les années 1960, comme par exemple, les réalisations de l’usine
marémotrice de La Rance et du four solaire d’Odeillo. Les chocs
pétroliers de 1973 et 1979 ont poussé à la définition d’une politique plus
globale, notamment dans les domaines de l’énergie solaire et de la
géothermie, avec la création du comité de géothermie en 1974, du
Commissariat à l’énergie solaire (COMES) en 1978
6
et de la mission
nationale pour la valorisation de la chaleur. Dans ce contexte, plusieurs
études de faisabilité, de programmes de recherche et de construction
d’installations expérimentales ont été conduites.
C’est en 2005 qu’une véritable politique a été mise en place dans le
cadre d’engagements internationaux et européens forts en matière de
réduction des gaz à effet de serre. Cette politique a permis aux énergies
renouvelables de s’intégrer dans le
mix
énergétique français, à un niveau
qui reste cependant limité aujourd’hui. À moyen terme, leur place
6
Établissement public industriel et commercial doté d’un conseil scientifique, le
COMES était chargé de la conception, animation et coordination de l’ensemble des
initiatives concernant l’énergie solaire, dans tous les domaines (recherche,
développement, industrialisation en particulier). En 1982, le COMES a fusionné avec
l’agence pour les économies d’énergie, le comité géothermie et la mission nationale
pour la valorisation de la chaleur, pour finalement devenir l’ADEME en 1992.
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16
COUR DES COMPTES
pourrait être plus importante si les objectifs fixés par la France sont
atteints, mais ces derniers paraissent, aujourd’hui, encore éloignés.
III
-
La place des énergies renouvelables dans le
contexte énergétique français
A - Présentation générale
La consommation française d’énergie est caractérisée depuis les
années 1970 par la prédominance de l’électricité nucléaire et du pétrole
comme le montre le tableau suivant.
Tableau n° 1 :
consommation primaire d’énergies en France en 2011
par filières
Filières
Mtep
%
Énergies
fossiles et
nucléaires
Charbon
9,8
3,7 %
Pétrole
82,6
31,0 %
Gaz naturel
40
15,0 %
Electricité non renouvelable (essentiellement nucléaire)
111,7
41,9 %
Déchets non renouvelables
1,3
0,5 %
Sous total énergies fossiles et nucléaires
245,4
92,1 %
Énergies
renouvelables
Energie hydraulique
3,92
1,5 %
Bois énergie
8,87
3,3 %
Pompes à chaleur
1,30
0,5 %
Energie éolienne
1,05
0,4 %
Energie solaire thermique et photovoltaïque
0,23
0,1 %
Géothermie
0,09
0,03 %
Biogaz
0,35
0,1 %
Biocarburants
2,05
0,8 %
(Import-Export biocarburants)
0,37
0,1 %
Déchets urbains renouvelables
1,25
0,5 %
Résidus agricoles
0,35
0,1 %
Corrections climatiques
1,18
0,4 %
Sous total énergies renouvelables
21,01
7,9%
Total
266,41
Source : Cour des comptes- Données Commissariat général au développement durable / Service
de l’observation et des statistiques (CGDD/SOeS)- « Chiffres clés de l’énergie- Edition 2013 »
Les filières d’énergies renouvelables arrivent loin derrière ces
sources d’énergie puisqu’elles ne représentaient, en 2011, que 7,9 % de la
consommation d’énergie primaire en France, alors que les seules énergies
fossiles en représentaient 49,7 % et l’électricité nucléaire environ 42 %.
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LES ENERGIES RENOUVELABLES PROGRESSENT SANS ATTEINDRE LES OBJECTIFS
FIXES
17
Ainsi, malgré le bois consommé à des fins énergétiques et l’électricité
hydraulique, dont les parts ne sont pas négligeables au sein des filières
renouvelables, ces dernières sont encore marginales.
Par ailleurs, la consommation française se caractérise aussi, pour
sa part électrique, par un faible taux d’émission de CO
2
.
En effet, les
productions nucléaire et hydraulique, peu émettrices, sont depuis
longtemps très largement majoritaires en France
7
qui dispose ainsi
historiquement d’une énergie électrique peu carbonée
8
.
Tableau n° 2 :
production nette d’électricité en France en 2011 et
2012 par filières
Source : RTE-Bilan électrique 2012
Cette spécificité permet à la France de se classer parmi les pays
industrialisés les moins émetteurs en gaz à effet de serre (GES), tant en
termes d’émissions par habitant que d’émissions par unité de PIB.
Au niveau mondial, la France représente 1,1 % des émissions de
gaz à effet de serre (GES), alors qu’elle contribue pour 5,5 % au PIB
mondial
9
.
En ce qui concerne les seules émissions de CO
2
, principal gaz à
effet de serre, la France se situe dans les pays les moins émetteurs en
Europe, en-dessous de la moyenne.
7
Sur les dix dernières années, les centrales recourant à ces sources d’énergie
produisent respectivement environ 78 % et 12 % de l’électricité française.
8
En 2012, la part de la production d’électricité à partir de sources fossiles n’est que de
8,8 %. En 2010, cette proportion était de 10 % pour la France et de 51,5 % pour
l’Union européenne des 27 (26 % pour le charbon et 22,9 % pour le gaz). À titre
d’illustration, une centrale à charbon produit jusqu’à 500 fois plus de CO
2
qu’une
centrale nucléaire.
9
Source : Enerdata, 2011, cité dans le rapport « énergies 2050 ».
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18
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Graphique n° 1
:
émissions de CO
2
par habitant en Europe
(kg CO
2
/habitant)
Source : EU Energy in figures, 2012
Dans ce cadre, les sources d’énergies renouvelables confortent
l’avantage du
mix
électrique français en termes d’émissions de CO
2
, dont,
par ailleurs, l’autre grand avantage est un prix de l’électricité modéré
pour les consommateurs.
Graphique n° 2 : prix de l’électricité pour les ménages
en €TTC/MWH dans différents pays européens
Source : EU Energy in figures, 2012
0
5000
10000
15000
1995
2000
2005
2008
2009
0
50
100
150
200
250
300
350
2007
2008
2009
2010
2011
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FIXES
19
Graphique n° 3 : prix de l’électricité pour les industriels
en €TTC/MWH dans différents pays européens
Source : EU Energy in figures, 2012
Le dispositif français actuel procure ainsi aux consommateurs et
aux industriels une électricité dont le prix est inférieur à la moyenne de
l’Europe des vingt-huit,
et qui place la France au premier rang par
rapport à ses voisins immédiats.
B - La chaleur renouvelable
Longtemps moins encouragée que l’électricité au niveau européen
et français, la production de chaleur constitue néanmoins le premier usage
des ressources renouvelables, devant l’électricité. Elle est essentiellement
le résultat de l’exploitation de la biomasse, loin devant les autres sources.
0
50
100
150
200
250
2007
2008
2009
2010
2011
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20
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Graphique n° 4 : évolution de la production de chaleur renouvelable
de 2005 à 2011
Source : Cour des comptes- Données Commissariat général au développement durable / Service
de l’observation et des statistiques (CGDD/SOeS)
L’évolution de la production de chaleur depuis 2005 n’est pas
linéaire. En effet, d’une part, contrairement aux données relatives à
l’éolien ou à l’hydraulique qui sont normalisées
10
, la production à base de
biomasse n’est pas corrigée du climat. Or, lors d’hivers rigoureux comme
en 2010, la production de chaleur augmente naturellement, sans pour
autant marquer un développement pérenne de cette source d’énergie
renouvelable. D’autre part, l’estimation du volume de bois réellement
brûlé est
approximative.
1 -
La biomasse
La biomasse reste la ressource la plus utilisée pour la production
de chaleur renouvelable (87,4 %
11
), très loin devant l’énergie solaire
thermique, la géothermie et les pompes à chaleur, ou encore le biogaz
dont la production reste symbolique.
10
Selon le vocabulaire officiel retenu, « normaliser » signifie « lisser dans le temps »
selon des modalités précisées en annexe n° 4.
11
Sur une production totale de chaleur de 10,6 Mtep en 2011.
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21
Graphique n° 5 : évolution de la production de chaleur à partir de la
biomasse depuis 2005 jusqu’en 2011
Source : Cour des comptes- Données Commissariat général au développement durable / service
de l’observation et des statistiques (CGDD –SOeS)
Le bois-énergie est la principale source de la biomasse pour la
production de chaleur (8,2 Mtep) et, dans cette catégorie, celui brûlé par
les particuliers arrive largement en tête avec 6,1 Mtep en 2011.
2 -
Les pompes à chaleur aérothermiques
Les pompes à chaleur aérothermiques, installations essentiellement
domestiques, qui participent à l’amélioration de l’efficacité énergétique
des bâtiments, arrivent au deuxième rang pour la production de chaleur,
avec 0,9 Mtep en 2011 et représentent 8,6 % de celle-ci.
3 -
La géothermie
La production géothermique représentait, en 2011, 3 % de la
production de chaleur renouvelable, loin derrière les autres sources. En
effet, seulement 0,32 Mtep ont été produits en recourant essentiellement à
des pompes à chaleur pour l’exploitation de la très basse énergie
12
. Le
12
Les pompes à chaleur géothermiques représentent avec 0,23 Mtep, 71,8 % de la
production de chaleur géothermique en 2011. On peut estimer à 5 % le nombre de
résidences individuelles neuves équipées de pompes à chaleur géothermiques et à
moins de 1 % celui des immeubles collectifs et tertiaires.
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011 e
Ktep
Bois-énergie
dont brûlé par les ménages
Déchets urbains incinérés
Résidus agricoles et
agroalimentaires
Biogaz
Total biomasse
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22
COUR DES COMPTES
solde de la production a été réalisé par des installations exploitant l’eau
chaude présente en grande profondeur
13
.
4 -
L’énergie solaire thermique.
L’énergie solaire thermique est marginale, à l’instar de la
géothermie. Elle ne représentait que 0,9 % de la production de chaleur
renouvelable en 2011, avec 96 Ktep. Cette filière, dont l’avenir reste
considéré par l’État comme prometteur, peine néanmoins à se développer.
Les ventes de panneaux solaires thermiques ont baissé de 2008 à 2011,
passant de 310 000 m
2
à 250 000 m
2
.
C - L’électricité renouvelable
La production électrique renouvelable est à la hausse depuis 2005
et atteint 84 TWh
14
en 2011. Elle reste caractérisée par la place
prépondérante de l’hydroélectricité, même si l’énergie éolienne progresse
régulièrement. En revanche, la production à base de biomasse évolue
dans de moindres proportions, alors que la production photovoltaïque a
fortement augmenté à partir de 2009 sans toutefois atteindre un niveau
qui la rende significative dans le
mix
énergétique renouvelable français.
La production électrique géothermique reste pour sa part extrêmement
faible
15
.
13
La production a été limitée à 94 Ktep en 2011. La principale activité réside
aujourd’hui dans la rénovation des installations existantes (nouveaux forages,
extensions) avec seulement trois à cinq opérations nouvelles par an. Par ailleurs, les
réseaux de chaleur associés à la géothermie profonde représentent environ le 5
ème
de
la puissance installée des pompes à chaleur géothermique en 2011. Généralement liée
à la présence de nappes souterraines, cette technologie a surtout été développée en Île-
de-France en raison de la présence de la nappe Le Dogger, située entre 1500 et 2000
mètres de profondeur, qui atteint des températures de 65 et 85 °C.
14
Production normalisée, c’est-à-dire lissée sur les quinze dernières années pour
l’électricité hydraulique et les cinq dernières pour l’électricité éolienne.
15
56 GWh en 2011.
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23
Graphique n° 6 : évolution de la production d’électricité
renouvelable de 2005 à 2011
Source : Cour des comptes- Données Commissariat général au développement durable /Sservice
de l’observation et des statistiques (CGDD/SOeS)
1 -
L’hydroélectricité
L’hydroélectricité, première source d’électricité renouvelable en
France (75,6 % en 2011), représente environ 30 % de la production
d’énergie renouvelable hors biocarburants
16
. La puissance installée a très
faiblement progressé depuis 1990 (2 %) et atteint 25,5
GW. Avec une
production équivalente à celle de neuf réacteurs nucléaires
17
, elle est la
deuxième source d’électricité (12 %) après l’énergie nucléaire.
La production hydroélectrique dispose de précieux atouts. Elle
peut être plus flexible que les autres et peut être modulée précisément et
en temps réel pour répondre aux pointes de consommation lorsqu’elle est
produite par un réservoir de barrage. Les centrales hydroélectriques
disposant, en outre, d’une station d’élévation de l’eau par pompage
(STEP), peuvent également stocker l’énergie et la restituer à la demande.
16
En raison des conditions météorologiques, la production hydroélectrique peut
fortement fluctuer. Sur près de trente ans, les variations ont ainsi pu atteindre moins
30 % à plus 10 % autour de la valeur moyenne de 66 TWh.
17
Production nucléaire nette en 2011 (423,5 TWh)/capacité nucléaire installée
(63 GW)
=
6,7 TWh
par
GW
nucléaire
installé.
La
production
annuelle
d’hydroélectricité normalisée, c’est-à-dire lissée sur les quinze dernière années au
sens de la directive européenne de 2009, est de 63,2 TWh, soit la production
équivalente à 9,4 GW nucléaire (63,2 TWh / 6,7 TWh).
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24
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2 -
L’énergie éolienne
Avec un essor important dès le début des années 2000, la puissance
éolienne installée sur terre et en mer atteignait 281 GW dans le monde à
fin 2012.
Comparativement, les capacités françaises sont faibles mais leur
progression a été significative entre 2005 et 2012, passant de 0,87 GW à
7,5 GW, pour 1 127 installations éoliennes terrestres
18
. Avec un facteur
de charge
19
moyen de 23 %, ces installations permettent de produire
14,3 TWh
20.
La filière éolienne occupe ainsi la deuxième place (15,3 %
en 2011) derrière l’hydraulique pour la production d’électricité
renouvelable mais elle représente seulement 2,2 % de la production
électrique nationale.
Cependant, l’éolien terrestre dispose encore d’un important
potentiel de progression. En effet, d’une part, 504 installations étaient en
attente de raccordement au réseau à fin 2012, soit, avec 7,7 GW, une
capacité similaire au parc installé et, d’autre part, le potentiel terrestre est
aujourd’hui estimé entre 32 à 34 GW
21
.
S’agissant
de
l’énergie
éolienne
en
mer,
si
le
potentiel
métropolitain est estimé à 12 GW
22
, éoliennes flottantes incluses, aucune
éolienne n’est aujourd’hui raccordée au réseau électrique français.
18
La majorité des éoliennes raccordées au réseau électrique est constituée de parcs
d’éoliennes dont la puissance unitaire est de 2 ou 3 MW.
26,6 % des installations
raccordées affichent une puissance unitaire inférieure à 36 kW et sont dites de « petit
éolien » pour des hauteurs d’installations inférieures à 50 mètres (voire 12 mètres
pour l’éolien de proximité).
19
Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite
sur une période donnée et l’énergie produite par un fonctionnement à la puissance
maximale durant la même période (source RTE).
20
Production normalisée (lissée sur les cinq dernières années) afin de limiter les effets
des aléas climatiques. À titre de comparaison, en 2011, l’Allemagne produisait
47 TWh, l’Espagne 42,1 TWh, le Danemark 9,7 TWh et le Royaume-Uni 15,7 TWh.
21
Source : ADEME, note sur le potentiel éolien (14 septembre 2012). Il s’agit du
potentiel éolien réellement exploitable. Il dépend non seulement du vent, mais
également des contraintes réglementaires et juridiques, d’intégration au réseau et de
l’acceptabilité sociale. Sans ces contraintes, le potentiel terrestre est estimé entre 60 et
70 GW.
22
Sur 30 à 35 GW ancrés qui pourraient théoriquement être installés selon l’ADEME-
Note sur le potentiel éolien (14 septembre 2012). Outre-mer, l’évaluation du potentiel
n’a pas fait l’objet d’études publiques. Il pourrait être estimé à 0,4 GW
(Source : Société Vergnet (producteur d’éoliennes)).
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25
L’État a lancé, en juillet 2011, un appel d’offres pour la
construction et l'exploitation de cinq parcs d’une puissance totale de
3 GW. Quatre projets ont été retenus pour une puissance prévue de
1,9 GW. Éolien Maritime France (EMF), qui regroupe EDF Énergies
Nouvelles (60 %) et Dong Energy Power (40 %), énergéticien danois, à
remporté trois zones et propose des éoliennes de forte puissance (6 MW)
fournies par Alstom. Le quatrième site est revenu à la société Ailes
marines SAS (Iberdrola et Éole-Res) avec des turbines de 5 MW
produites par AREVA. En janvier 2013, un deuxième appel d’offres a été
engagé pour deux parcs d’une puissance totale de 1 GW, dont celui pour
lequel l’appel d’offres précédent avait été déclaré infructueux.
3 -
L’électricité à base de biomasse
L’électricité ne constitue pas l’usage prioritaire de la biomasse qui
reste très largement utilisée pour la production de chaleur. En effet,
lorsque l’électricité est la production principale des installations, leur
rendement est inférieur à 40 %. En revanche, si elle est produite en
cogénération avec de la chaleur, les rendements sont plus élevés, de
l’ordre de 70 %.
Avec 5,2 TWh, dont 1,1 TWh à partir de biogaz fin 2011, la
production électrique à base de biomasse a atteint le troisième rang de la
production d’électricité renouvelable (6,3 %) derrière l’énergie éolienne
et hydraulique.
4 -
L’électricité solaire
Depuis 2000 et particulièrement depuis 2009, les moyens de
soutien public ont alimenté une progression importante de la puissance
photovoltaïque installée, passant de 0,35 GW en 2009 à 4 GW fin 2012.
Dans le même temps, la production est passée de 0,22 TWh à 4,4 TWh
mais continue de ne représenter qu’une faible part dans la production
d’électricité renouvelable (2,7 % en 2011), loin derrière l’hydraulique,
l’éolien et la biomasse.
La production photovoltaïque est très éclatée. En effet, 86 % des
installations raccordées fin 2012 (281 724) étaient de petites installations,
d’une puissance inférieure à 3 kW
23
, alors qu’elles ne représentaient que
16 % de la puissance totale installée (645 MW en puissance cumulée).
23
L'ordre de grandeur de la production d'une unité de 3kW est comparable à celui de
la consommation strictement électrique (hors chauffage et eau chaude sanitaire) d'un
foyer de quatre personnes.
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26
COUR DES COMPTES
IV
-
Des objectifs ambitieux
A - Un engagement fort de l’Union européenne
Les premières avancées en faveur des énergies renouvelables
reposent sur une série d’engagements de niveau international. Dès 1986,
une résolution du Conseil des communautés européennes
24
invitait les
États
membres
au
développement
des
énergies
nouvelles
et
renouvelables, afin qu’elles puissent jouer un rôle significatif dans le
bilan
énergétique
total,
notamment
en
limitant
le
recours
aux
combustibles traditionnels.
Peu de temps après, en écho aux interrogations croissantes sur le
réchauffement climatique, le sommet de la Terre de Rio de Janeiro (1992)
a adopté une convention-cadre visant à limiter les émissions de gaz à effet
de serre. Les États signataires se sont ensuite engagés dans le Protocole
de Kyoto, adopté en 1997 et entré en vigueur en février 2005, sur des
objectifs contraignants et un calendrier de réduction de leurs émissions.
Dans la même période, une série de résolutions du Conseil de
l’Union européenne ont encouragé le développement des énergies
renouvelables, en lien avec l’amélioration de l’efficacité énergétique, la
réduction des nuisances sur l’environnement, l’indépendance énergétique,
mais aussi la croissance économique et l’emploi. Elles se sont traduites en
2001 dans une première directive
25
relative à la promotion de l’électricité
de source renouvelable. Dans ce cadre, un objectif de 21 % d’électricité
renouvelable dans la consommation finale brute d’électricité avait été fixé
de manière indicative à la France à l’horizon 2010
26
. Il correspondait à
une proportion de 12 % d’énergie renouvelable dans la consommation
finale brute d’énergie, toutes sources comprises (chaleur, électricité et
transport).
24
Résolution du 16 septembre 1986 concernant de nouveaux objectifs de politique
énergétique communautaires pour 1995 et la convergence des politiques des États
membres - 86/C 241/01 et recommandation n° 88/349/CEE du Conseil du 9 juin 1988
concernant le développement de l'exploitation des énergies renouvelables dans la
Communauté -Journal officiel n° L 160 du 28/06/1988 p. 0046 – 0048.
25
Directive
n° 2001/77/CE
du
Parlement
européen
et
du
Conseil
du
27 septembre 2001 relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources
d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité.
26
La proportion d’électricité renouvelable s’élevait à 15 % en 1997.
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FIXES
27
Dès 2004 cependant, la Commission européenne constatait un
retard dans l’atteinte de l’objectif. Lors de la préparation du paquet
énergie climat, finalement adopté par l’ensemble des institutions
européennes début 2009, la proportion d'énergie renouvelable a été portée
à 20 % en 2020, au lieu de 12 % en 2010.
Une directive européenne de 2009
27
a ensuite assigné aux États
membres des objectifs relatifs à l’ensemble de la production d’énergie de
source renouvelable, sans préciser la répartition entre électricité, chaleur
et biocarburants. Le Parlement et le Conseil de l’Union européenne
considéraient en effet que « les situations de départ, les possibilités de
développer l’énergie provenant de sources renouvelables et les bouquets
énergétiques différaient d’un État membre à l’autre ». Le choix de répartir
l’effort a été laissé aux États membres, pour plus de souplesse.
Nouveauté de la directive, ces objectifs sont contraignants et non
plus seulement indicatifs et un nouveau mode de calcul a été adopté. Sur
cette base, l’objectif de proportion d’énergies renouvelables de la France
s’élève désormais à 23 % à l’horizon 2020, soit un niveau au-dessus de
ses voisins européens immédiats.
Graphique n° 7 : objectifs fixés par la directive 2009/28CE de la
proportion des énergies renouvelables en 2020
Source : Cour des comptes
27
Directive n° 2009-28 CE du 23 avril 2009 du Parlement européen et du Conseil du
23 avril 2009 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de
sources renouvelables.
0
10
20
30
40
50
60
%
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28
COUR DES COMPTES
La Commission européenne a publié
28
son appréciation de l’état
d’avancement des énergies renouvelables en Europe en 2012 et de leurs
perspectives pour l’après 2020. Elle considère que ces énergies devraient
assurer la plus grande part de l'approvisionnement énergétique en 2050
mais qu’en raison de leurs coûts élevés et des obstacles qu’elles
rencontrent par rapport aux énergies fossiles, leur croissance pourrait
ralentir fortement après 2020 si un encadrement, aussi structurant que la
directive de 2009, n’est pas mis en place.
C’est la raison pour laquelle, en avance par rapport au calendrier
initialement fixé
29
, la Commission a d’ores et déjà engagé les travaux
devant aboutir à définir les axes et les moyens de soutenir les énergies
renouvelables après 2020. Les options possibles, selon elle, s’articulent
autour d’un dosage différent entre soutien aux énergies renouvelables et
réduction des émissions de gaz à effet de serre avec, selon les cas, des
objectifs contraignants ou non. Elle n’a cependant pas arrêté son choix
même si elle exclut de maintenir le
statu quo
actuel
30
.
B - La France est un des pays européens les plus actifs
1 -
Un engagement inscrit dans la loi
La loi de programme du 13 juillet 2005 fixant les orientations de la
politique énergétique française, dite loi POPE, adoptée après la directive
européenne de 2001, a arrêté plusieurs objectifs afin de maîtriser la
demande d'énergie, diversifier le bouquet énergétique français et
contribuer ainsi à la sécurité d’approvisionnement et à la lutte contre
l’effet de serre.
Dans cette loi, la France se fixait notamment l’objectif de
satisfaire, à l'horizon 2010, 10 % de ses besoins énergétiques et 21 % de
sa consommation intérieure d’électricité à partir de sources renouvelables,
28
Communication de la Commission au Parlement Européen, au Conseil, au Comité
économique et social européen et au comité des régions n° 271 du 6 juin 2012
«
Énergies renouvelables: un acteur de premier plan sur le marché européen de
l'énergie
» et le résumé de l’analyse d’impact l’accompagnant n° 163 de la même date
et rapport de la Commission aux mêmes destinataires sur les progrès accomplis dans
le secteur des énergies renouvelables n° 175 du 27 mars 2013.
29
La directive de 2009 prévoyait un examen technique de certaines mesures en 2014
et surtout une nouvelle feuille de route sur les énergies renouvelables en 2018.
30
La Commission européenne a lancé une grande consultation publique sur le «
cadre
pour les politiques en matière de climat et d'énergie à l'horizon 2030
», appelé «
Livre
vert
» - COM (2013) 169 du 27 mars 2013. Consultation ouverte du 28 mars au
2 juillet 2013.
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LES ENERGIES RENOUVELABLES PROGRESSENT SANS ATTEINDRE LES OBJECTIFS
FIXES
29
conformément à ses engagements européens, tout en visant une hausse de
50 % de la production de chaleur d’origine renouvelable
31
.
Marquant véritablement le début de l’engagement officiel de la
France dans une politique déclarée de soutien aux énergies renouvelables,
la loi POPE a été suivie par la concertation nationale dite «
Grenelle de
l’environnement
» de juillet à novembre 2007. Elle a servi de base à la
rédaction des programmations pluriannuelles des investissements de
production d'énergie (PPI) qui ont notamment fixé les objectifs à atteindre
suivants en matière de développement des énergies renouvelables
32
:
Tableau n° 3 : objectifs de croissance de la production d’énergies
renouvelables (plan d’action national 2009-2020)
2005
Potentiel 2020
Objectifs de croissance
en Mtep
Chaleur
9,4
19,7
+
10,3
Electricité
6,1
12,7
+
6,6
Biocarburants
0,5
4
+
3,4
Total
+ 20,4*
Source : Plan d’action national en faveur des énergies renouvelables 2009-2020
*L’objectif total attendu est de + 20 Mtep. En application de la directive 2009/28/CE, le gaz,
l'électricité et l'hydrogène provenant de sources d'énergies renouvelables sont comptabilisés
dans plusieurs secteurs, mais ne sont pris en considération qu'une seule fois dans le total.
La loi de finances pour 2009 et surtout les lois du 3 août 2009 et du
10 juillet 2010
33
ont servi de cadre à la mise en oeuvre des orientations du
Grenelle de l’environnement. Elles ont ainsi mis au premier rang des
priorités françaises la lutte contre le changement climatique avec
l’engagement renouvelé de diviser par quatre les émissions de gaz à effet
de serre entre 1990 et 2050.
En outre, conformément aux engagements européens, l'objectif
d’améliorer l'efficacité énergétique a été fixé à 20 %. Egalement fixé à
20 % initialement, l’objectif de la part des énergies renouvelables dans la
production d'énergie a été porté, lors des débats parlementaires, à 23 % en
31
S’y ajoutait une priorité accordée aux biocarburants, qui devraient représenter, en
2010, 5,75 % des carburants mis en vente sur le marché national pour le transport.
32
Ces objectifs sont conditionnés par la réalisation d’une diminution de 38 % de la
consommation d’énergie dans les bâtiments résidentiels et tertiaires à l’horizon 2020.
Cette économie nécessite 400 000 rénovations lourdes à engager par an de 2013 à
2020 et 9 millions de rénovations intermédiaires.
33
Respectivement les lois n° 2009-967 de programmation relative à la mise en oeuvre
du Grenelle de l'environnement dite Grenelle I et n° 2010-788 portant engagement
national pour l'environnement, dite Grenelle II.
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30
COUR DES COMPTES
2020
34
pour répondre aux nouvelles modalités de calcul retenues par la
Commission européenne. Si la proportion des énergies renouvelables a
été augmentée de trois points, les objectifs de production sont restés les
mêmes
35
. Dans l’avenir, si le volume de production reste effectivement
inchangé, un effort supplémentaire en matière d’efficacité énergétique
sera nécessaire.
Enfin, la loi Grenelle I a précisé que l’État devait favoriser le
développement de l'ensemble des filières d'énergies renouvelables dans
des conditions économiquement et écologiquement soutenables, ce qui,
comme la Cour a pu le constater, n’est pas toujours le cas.
Les objectifs du Grenelle de l’environnement ont été confirmés par
le Président de la République à l’issue de la conférence environnementale
de septembre 2012. Deux principes ont été retenus, l'efficacité et la
sobriété énergétiques, d'une part, et la priorité donnée aux énergies
renouvelables, d'autre part. Le Président de la République a également
annoncé que la part du nucléaire dans la production d’électricité passerait
de 78,5 % de la production brute d’électricité en 2012 à 50 % en 2025.
Un processus de concertation a ensuite été engagé par le gouvernement et
devrait aboutir à un projet de loi de programmation sur la transition
énergétique en 2013.
2 -
Des objectifs parmi les plus élevés de l’Union européenne
En faisant le choix de porter à 23 % sa proportion d’énergies
renouvelables en 2020, la France s’est située parmi les quatre États
européens ayant les efforts les plus importants à accomplir.
34
L’objectif de 23 % a été réparti entre chaleur et refroidissement (33 %), électricité
(27 %), et transport (10,5 %) dans le plan national en faveur des énergies
renouvelables, pris en application de l'article 4 de la directive 2009/28/CE de l'Union
européenne. Des trajectoires pour la période 2009 à 2020 ont été établies pour
chacune des filières de production. Le plan recense également les mesures de soutien
à mettre en oeuvre pour développer les énergies renouvelables Elles sont reprises de
façon détaillée en annexe n° 7.
35
À hauteur de 37 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep) en 2020.
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LES ENERGIES RENOUVELABLES PROGRESSENT SANS ATTEINDRE LES OBJECTIFS
FIXES
31
Tableau n° 4 : proportion des énergies renouvelables en 2005
et 2020 en Europe
Proportion en 2005
Objectifs 2020
Effort à
accomplir
Suède
40,0 %
49,0 %
9,0
Finlande
28,5 %
38,0 %
9,5
Luxembourg
0,9%
11,0 %
10,1
Portugal
20,5 %
31,0 %
10,5
Autriche
23,3 %
34,0 %
10,7
Belgique
2,2 %
13,0 %
10,8
Grèce
6,9 %
18,0 %
11,1
Espagne
8,7 %
20,0 %
11,3
Pays-Bas
2,4 %
14,0 %
11,6
Italie
5,2 %
17,0 %
11,8
Allemagne
5,8 %
18,0 %
12,2
France
10,3
%
23,0
%
12,7
Irlande
3,1 %
16,0 %
12,9
Danemark
17,0 %
30,0 %
13,0
Royaume-Uni
1,3 %
15,0 %
13,7
Union européenne
8,5
%
20,0
%
11,5
Source : Cour des comptes – Données de la feuille de route pour les sources d’énergies
renouvelables 2007 de la Commission européenne (Communication au Conseil et au Parlement
européen)
Ces objectifs s’inscrivent dans une perspective de long terme plus
ambitieuse encore puisque l’Union européenne a fixé en 2009
36
un
objectif d’ensemble de réduction de ces émissions de 80 à 95 % d'ici à
2050
37
.
Ainsi, compte tenu de son contexte énergétique qui constitue un
véritable atout par rapport aux autres pays de l’Union européenne,
notamment en termes d’émission de CO
2
et de prix de l’électricité, les
objectifs retenus par la France pour 2020 peuvent être considérés comme
très ambitieux.
36
Conseil européen d’octobre 2009.
37
Par rapport aux niveaux de 1990 et dans le cadre des réductions à réaliser
collectivement par les pays développés.
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32
COUR DES COMPTES
V
-
Des résultats tangibles mais insuffisants à
terme
A - La France est encore bien placée
1 -
Par rapport à ses objectifs globaux
Les objectifs de la France ont d’ores et déjà connu un début de
réalisation, davantage marqué pour l’électricité que pour la chaleur.
Globalement, la proportion des énergies renouvelables a progressé en
France depuis 2005, passant de 9,6 % à 13,1 %, comme le montre le
graphique suivant.
Graphique n° 8 : proportions d’énergies renouvelables par secteur
en France et objectifs à 2020
Source : Cour des comptes d’après les données du CGDD et de la DGEC
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LES ENERGIES RENOUVELABLES PROGRESSENT SANS ATTEINDRE LES OBJECTIFS
FIXES
33
En 2011 et tous secteurs confondus, la France était cependant
légèrement en retrait par rapport à sa trajectoire cible (13,1 % au lieu de
13,5 %) en raison, notamment, des retards dans les secteurs de la chaleur
et des transports. En revanche, en matière d’électricité, la cible a été
dépassée.
Tableau n° 5 : proportion des énergies renouvelables en 2011
Part d’énergies renouvelables par secteur
Cibles
2011
Réalisations
2011
Chaleur et refroidissement
18 %
16,5 %
Electricité
16 %
16,3 %
Transport (essentiellement biocarburants)
6,9 %
6,7 %
Total
13,5 %
13,1 %
Source : Commissariat général au développement durable / Service de l’observation et des
statistiques (CGDD / SOeS)
Les
productions
d’électricité
et
de
chaleur
de
sources
renouvelables affichaient un niveau de 20,6 Mtep au lieu de 22 Mtep
38
par
rapport aux objectifs pour 2011.
Néanmoins, avec un niveau de 13,1 % en 2011, la France dispose
d’une proportion d’énergies renouvelables supérieure à celle de ses
voisins frontaliers et de l’ensemble des pays de l’Union européenne, à
l’exception de l’Espagne, en faisant l’un des pays les plus producteurs
d’énergies renouvelables en Europe au regard de sa consommation.
38
17,8 Mtep au lieu de 19,2 Mtep hors biocarburants.
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34
COUR DES COMPTES
Graphique n° 9 : progression de la proportion d’énergies
renouvelables en Europe de l’ouest - 2011
Source : Cour des comptes - Commissariat général au développement
durable /
Service de l’observation et des statistiques (CGDD SoeS) pour la France /
Commission européenne Eurostat pour les autres pays (communiqué 26 avril 2013)
2 -
L’électricité renouvelable
La proportion d’électricité renouvelable a légèrement dépassé les
objectifs fixés pour 2011 : 16,3 % au lieu de 16 %.
En revanche, les objectifs de production en valeur absolue n’ont
pas été atteints : 7,2 Mtep au lieu de 7,5 Mtep
39
. Cette situation s’explique
par les résultats insuffisants de l’ensemble des filières à l’exception de la
filière photovoltaïque dont l’objectif a été plus que doublé
40
. En effet,
depuis 2000 et particulièrement depuis 2009, les moyens de soutien
public à l'énergie photovoltaïque ont alimenté une progression importante
de la puissance installée. L’objectif français de puissance photovoltaïque
installée en 2020 se situe à 5,4 GW. Or, en raison de cette progression
depuis 2009, la puissance installée devrait se situer entre 7,7 GW et
8,6 GW en 2020.
S’agissant
de
l’énergie
hydraulique,
avec
une
production
normalisée de 5,4 Mtep au lieu de 5,5 MtepP
41
, les objectifs n’ont pas été
atteints en 2011.
39
Source : Bilan de l’énergie 2011 - Service de l’observation et des statistiques
(SOeS) (83,7 GWh au lieu de 87,2 GWh).
40
196 Ktep (2,2 GWh) au lieu de 81 Ktep (0,9 GWh).
41
63,2 GWh (source Service de l’observation et des statistiques) au lieu de 63,9 GWh
(conversion des objectifs du plan d'action national en faveur des énergies
renouvelables exprimés en Mtep).
11%
15%
13%
17%
18%
23%
20%
20%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
2011
Objectifs 2020
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LES ENERGIES RENOUVELABLES PROGRESSENT SANS ATTEINDRE LES OBJECTIFS
FIXES
35
De même, si les objectifs fixés pour la filière éolienne ont été
dépassés jusqu’en 2010, ils n’ont pas été atteints en 2011 et 2012
(1,1 Mtep au lieu de 1,2 Mtep
42
) en raison de la contraction importante du
nombre des installations raccordées au réseau électrique (790 MW en
moyenne) c'est-à-dire à un niveau très en deçà de celui des trois années
précédentes (entre 1000 MW et 1 200 MW).
Enfin, la production d’électricité à partir de la biomasse est
légèrement inférieure en 2011 aux objectifs affichés, 453 Ktep pour une
cible de 513 Ktep
43
.
3 -
La chaleur renouvelable
Contrairement
à
l’électricité,
la
proportion
des
sources
renouvelables dans la production de chaleur n’a pas atteint l’objectif fixé
pour 2011 (16,5 % au lieu de 18 %) en raison d’une insuffisance de
production des différentes sources d’énergies (10,6 Mtep au lieu de
11,6 Mtep).
À l’exception du biogaz, marginal, et des pompes à chaleur,
aérothermiques et géothermiques, aucune filière renouvelable produisant
de la chaleur n’a, en effet, atteint les objectifs de production attendus pour
2011. La production de chaleur produite en 2011 à partir de biomasse
s’est ainsi élevée à 9,3 Mtep
44
pour une cible fixée à 10,2 Mtep avec un
retard significatif du bois-énergie individuel
45
(6,1 Mtep au lieu de
6,9 Mtep). En revanche, les pompes à chaleur ont légèrement dépassé les
objectifs attendus (1,1 Mtep au lieu de 1 Mtep). Après avoir plus que
doublé entre 2003 et 2008, le rythme des installations nouvelles a
toutefois fortement ralenti. Ainsi, s’agissant des pompes à chaleur
géothermique, le rythme a été presque divisé par trois depuis 2008.
B - Des objectifs encore éloignés
La France se situe ainsi à un peu plus de la moitié de ses objectifs
globaux à 2020, légèrement en dessous de l’Italie, l’Espagne et
l’Allemagne et de la moyenne des États de l’Union européenne.
42
12,8 GWh (Id.) au lieu de 14,3 GWh (Id.).
43
5,3 GWh (Id.) au lieu de 5,9 GWh – (Id.).
44
Biomasse solide et biogaz.
45
C’est-à-dire hors usages collectifs, tertiaires et industriels.
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36
COUR DES COMPTES
Graphique n° 10 : taux de réalisation en 2011 des objectifs 2020
Source : Cour des comptes - Commissariat général au développement durable / Service de
l’observation et des statistiques (CGDD SoeS) pour la France/Commission européenne Eurostat
pour les autres pays (communiqué 26 avril 2013)
– le graphique représente le taux de
réalisation de la proportion d’énergies renouvelables en 2011 par rapport aux objectifs 2020
25%
26%
32%
57%
68%
68%
76%
65%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Royaume-Uni
Luxembourg
Belgique
France
Italie
Allemagne
Espagne
Union Européenne 27
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LES ENERGIES RENOUVELABLES PROGRESSENT SANS ATTEINDRE LES OBJECTIFS
FIXES
37
Le tableau suivant met en évidence l’effort à fournir par filières
pour atteindre les objectifs de production que
la France a retenus.
Tableau n° 6 : supplément d’énergies renouvelables à produire entre
2011 et 2020 (en Ktep)
2011
2020
Supplément à réaliser
2011-2020
Hydraulique
5 400
5 541
141
Eolien
1 104
4 979
3 875
Biomasse
453
1 477
1 024
Solaire photovoltaïque
196
592
396
Géothermie électrique
48
409
361
Autres (marines)
41
99
58
Electricité renouvelable
7 242
13 097
5 855
Biomasse solide
9 188
15 900
6 712
Pompes à chaleur
1 143
1 850
707
Solaire thermique
96
927
831
Biogaz
94
555
461
Géothermie profonde
94
500
406
Chaleur renouvelable
10 615
19 732
9 117
Total électricité et chaleur renouvelables
17 857
32 829
14 972
Source : Cour des comptes- Données Commissariat général au développement durable / Service
de l’observation et des statistiques (CGDD/SOeS) -Bilan de l’énergie 2011
À
l’exception
de
l’hydroélectricité,
les
productions
supplémentaires à réaliser dans la plupart des filières sont très
importantes. Or, des retards ont déjà été enregistrés en 2011. Le
prolongement de cette tendance rend donc les objectifs globaux à 2020
difficiles à atteindre.
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38
COUR DES COMPTES
______________________
CONCLUSION
_____________________
Depuis la fin des années 1980, l’Union européenne s’est engagée
sur la voie du développement des énergies renouvelables afin de réduire
les impacts de sa consommation énergétique sur l’environnement,
d’accroître son indépendance énergétique mais aussi d’ouvrir de
nouvelles perspectives de croissance économique et d’emploi.
Pour les États membres, les directives européennes de 2001 et
2009 ont servi de cadres au déploiement de leur propre politique. Les
objectifs fixés par la première n’ont pu être tenus. À la suite de l’adoption
du paquet « énergie–climat en 2009 » les États se sont donc fixé des
objectifs non seulement plus élevés mais aussi plus contraignants.
De son côté, la France a choisi de retenir, à l’horizon 2020, une
amélioration de 20 % de son efficacité énergétique et une baisse de 20 %
de ses émissions de gaz à effet de serre. Elle a aussi fixé un objectif
volontariste
et
particulièrement
ambitieux
de
23 %
d’énergies
renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie alors qu’elle
disposait déjà d’une électricité parmi les moins chères d’Europe et
largement décarbonée.
La mise en oeuvre de sa politique a permis à la France de figurer
aujourd’hui en bonne position par rapport à ses voisins européens. Pour
autant, les premiers retards enregistrés dès 2011 dans la production
d’énergies de sources renouvelables et le niveau des efforts à fournir
pour atteindre les objectifs fixés en 2020 éloignent la perspective de les
atteindre. En effet, les suppléments de productions à réaliser dans les
secteurs de l’électricité et de la chaleur renouvelables entre 2011 et 2020
représentent six et sept fois ce qui a été respectivement réalisé entre 2005
et 2011.
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Chapitre II
Une conjonction de difficultés
Plusieurs raisons expliquent les difficultés que rencontre le
développement des énergies renouvelables.
S’ils sont très variables entre les filières et si certaines d’entre elles
sont moins coûteuses que d’autres, les coûts de production des énergies
renouvelables restent élevés par rapport au prix de l’énergie. Pour pallier
les difficultés à rentabiliser les projets, l’État met donc en oeuvre des
moyens de soutien aux multiples formes, qu’il s’agisse d’aides à
l’investissement, de garantie des prix d’achat de la production, de
mesures fiscales favorables ou encore de financement de programmes de
recherche. Ils ont tous, selon des modalités différentes, connu des
difficultés ou des dérives dans leur application.
Enfin, plusieurs limites physiques et sociétales compliquent encore
la mise en oeuvre des engagements de la France.
I
-
Des coûts de production élevés
Bien que très variables d’une filière à l’autre, les coûts de
production des énergies renouvelables restent encore supérieurs au prix
de marché de l’énergie.
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40
COUR DES COMPTES
A - La méthodologie de calcul des coûts
Développée par l’OCDE, l’Agence Internationale de l’énergie
(AIE) et l’Agence de l’énergie nucléaire, la méthode retenue au niveau
international pour évaluer et comparer les coûts de production des
installations
est
celle
du
coût
de
production
moyen
actualisé,
communément identifiée par l’acronyme anglais LCOE pour «
levelized
cost of electricity
»
46
.
Elle correspond au coût de production moyen supporté par un
investisseur sur toute la durée de vie économique de son installation et
repose sur le rapport entre la valeur présente de la somme des coûts
actualisés et la valeur présente de la somme des productions actualisées.
Le calcul repose sur certains paramètres déterminants :
-
les coûts d’investissement, hors raccordement, qui incluent le
coût des matériels, du génie civil, de l’installation et des
diverses études, l’évaluation des aléas par les industriels et les
coûts de démantèlement ;
-
les coûts d’exploitation et de maintenance, qui comprennent, le
cas échéant, les coûts d’achat de combustible ;
-
le niveau de production, qui peut varier, pour une même filière,
en fonction de la disponibilité du productible (vent, soleil, etc.)
mais aussi des technologies utilisées ;
-
le taux d’actualisation ; il correspond, en général, au coût
moyen pondéré du capital qui rémunère l’ensemble des
financements apportés initialement, que ce soit sous forme de
fonds propres (capital social et éventuellement prêt des
actionnaires) ou de prêts à long terme. Les taux retenus dans les
analyses et calculs diffèrent logiquement d’un projet à l’autre,
entre deux filières différentes ou entre deux projets aux profils
spécifiques au sein d’une même filière ;
-
la durée de vie économique de l’exploitation qui est, en général,
celle du contrat d’achat au tarif réglementé. Les installations
peuvent avoir une durée de vie supérieure et permettre aux
producteurs,
même
hors
tarifs
d’achat,
d’augmenter
la
rentabilité interne du projet.
Ces différents paramètres créent des disparités importantes des
coûts de production entre les filières mais également au sein de celles-ci,
d’une installation à l’autre.
46
Cf. annexe n° 8.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
41
En outre, les calculs sont réalisés avec des hypothèses de facteurs
de charge qui se situent systématiquement à la limite supérieure de ce qui
est techniquement possible pour les installations. En revanche, pour
faciliter les comparaisons internationales, ils ne tiennent pas compte des
coûts fiscaux, des coûts de recherche, ou encore des coûts induits par
l’adaptation des réseaux de transport et de distribution.
Une méthode de calcul alternative
47
La Cour a cherché à évaluer les coûts de production au moyen d’une
méthode alternative, construite et validée sur la base d’un cas précis, et
appliquée ensuite à l’ensemble des projets réels pour lesquels des données
financières suffisantes étaient disponibles auprès des acteurs publics
nationaux, en l’occurrence la Commission de régulation de l’énergie (CRE)
et l’ADEME.
Son principe repose sur la modélisation d’un coût courant économique
couvrant, d’une part, un loyer économique constant pour les charges
d’investissements et de démantèlement lissées sur la durée d’exploitation, et,
d’autre part, les charges d’exploitation et de maintenance. Les résultats
obtenus à partir de projets réels ont pu ainsi être comparés aux fourchettes
théoriques obtenues par la méthode
Levelized cost of electricity
(LCOE) et
aboutissent à des résultats voisins.
B - Des coûts de production très disparates
1 -
Les données rassemblées par l’ADEME
L’ADEME a évalué, selon la méthode LCOE
48
, les coûts de
production des énergies renouvelables à partir de données rassemblées en
France mais aussi dans d’autres pays. Les chiffres obtenus, présentés dans
le tableau figurant en annexe n° 9, selon différentes hypothèses, ne
s’appliquent donc pas automatiquement aux différentes filières françaises.
Les données résumées ci-dessous sont celles correspondant au taux
d’actualisation intermédiaire de l’ADEME, soit 8 % afin de comparer au
mieux les filières dont les risques
49
et les durées de vie sont très
différentes les unes des autres. Les fourchettes obtenues reflètent
également la grande sensibilité des calculs pour une même filière, à la
puissance et à la productivité des installations.
47
Id. note n° 46.
48
Donc comme indiqué ci-dessus, hors fiscalité, recherche et bien sûr coûts de
transports et distribution.
49
Compte tenu notamment de la maturité très variable des technologies employées.
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42
COUR DES COMPTES
Tableau n° 7 : fourchettes des coûts moyens actualisés de
production par filière
Filières
Coûts de production en €/MWh
(actualisation 8 %)
Solaire thermique
195-689
Solaire photovoltaïque
114-547
Solaire thermodynamique
94-194
Eolien en mer
87-116
Eolien terrestre
62-102
Méthanisation
61-241
Biomasse
56-223
Géothermie
50-127
Hydroélectricité
43-188
Source : Cour des comptes- Données ADEME
L’énergie solaire est, globalement, très largement plus coûteuse
que les autres sources d’énergie avec, en outre, un large éventail de coûts
de production (94 à 689 €/MWh). Cependant, le solaire photovoltaïque
connait une baisse constante des prix des composants, liée notamment à
l’existence d’importantes surcapacités de production de panneaux ces
dernières années. La capacité de production mondiale a, en effet, atteint
50 GW par an à la fin 2011, essentiellement en raison des investissements
chinois dans la production des cellules et modules, pour une demande
limitée à 26 GW
50
. Les prix des modules sont ainsi passés d’un peu plus
de 2 € en 2009 à un peu moins de 1 € en 2011 et cette baisse s’inscrit
dans une tendance de long terme, confirmée par toutes les études
internationales
51
.
La filière éolienne terrestre apparait, selon les chiffres de
l’ADEME, dans une position intermédiaire, avec des coûts compris entre
62 € et 102 €/MWh, ce qui en fait une énergie sur le point d’être
compétitive.
Enfin, tout en présentant des exceptions liées à la nature des
installations (biomasse individuelle, méthanisation, hydroélectricité de
petites et moyennes capacités par exemple), les coûts de production
50
Journal du photovoltaïque, HS N°7 Avril 2012.
51
Selon l’agence IRENA (International Renewable Energy Agency- Agence
internationale dont la France est membre – Source : « Renewable energy
technologies : cost analysis series ». Volume 1 – Solar photovoltaïcs. Juin 2012) le
coût de production de l'électricité d'origine photovoltaïque devrait encore baisser d’ici
2030 en passant de près de 250 USD/MWh aux alentours de 50 USD/MWh d’ici
2030.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
43
d’énergie à partir de la biomasse, de la géothermie ou de la puissance
hydraulique sont globalement les moins élevés.
À titre de comparaison, le coût de production de l’électricité
nucléaire a été estimé par la Cour à 49,5 € le MWh en 2011 pour le parc
de centrales actuelles
52
. Dans le cas du futur EPR, la Cour soulignait qu’il
était trop tôt pour valider un coût de production. À titre indicatif, elle
rappelait que la fourchette la plus souvent citée était de 70 à 90 €/MWh
tout en marquant qu’elle s’appliquait à l’EPR de Flamanville, ce dernier
n’étant pas un exemplaire de série.
1 -
Le cas particulier des parcs éoliens en France
La Cour a pu examiner des calculs de rentabilité de parcs éoliens
terrestres français réalisés par un exploitant dont les éoliennes bénéficient
d’implantations géographiques favorables. L'ordre de grandeur des coûts
de production calculés par la Cour se situe entre 60 €/MWh avec un taux
d'actualisation réel
53
de 5 % et 68 €/MWh avec un taux réel de 7 %
54
. Ces
résultats se situent donc dans la fourchette basse des coûts présentés dans
le tableau précédent et démontrent que les estimations par l’État peuvent
être légèrement surévaluées, au moins dans ce cas.
S’agissant du développement inédit de parcs éoliens en mer sur les
côtes françaises, tous les acteurs s'accordent à considérer que les
incertitudes techniques des projets sont élevées. En effet, les technologies
sont moins matures et se caractérisent par un niveau de risque moins
maîtrisé, notamment en raison de la diversité des fonds marins et des
contraintes liées à ce milieu. Le coût d’investissement potentiel des parcs
à construire s’échelonne ainsi entre 1,8 et 2,4 Mds d’euros par parc, hors
le coût de raccordement qui avoisine le milliard d’euro pour l’ensemble
des projets. La Cour a estimé le coût de production des parcs éoliens en
mer entre 105 et 164 €/MWh
55
.
52
Le taux d’actualisation retenu était de 7,8 % pour la méthode du coût courant
économique et de 8,4 % pour la méthode Champsaur.
53
Hors inflation.
54
En appliquant la méthode LCOE. De 61 €/MWh à 70 €/MWh en appliquant la
méthode alternative.
55
À des fins de comparaison, aucun impôt n’a été pris en compte. La fourchette
s’étend de 123 à 190 €/MWh en incluant l’impôt sur les sociétés.
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44
COUR DES COMPTES
II
-
Un système de soutien complexe et d’efficacité
variable
L’atteinte des objectifs européens, déclinés au niveau national, a
suscité la mise en place d’instruments de soutien nombreux et variés,
certains communs ou spécifiques à l’électricité et à la chaleur.
A - Les dispositifs de soutien communs à l’électricité et
à la chaleur
1 -
Les dispositifs fiscaux
a)
Le taux réduit de TVA
Certains types de travaux d’amélioration de la performance
énergétique et d’équipement de chauffage performants bénéficient d’une
TVA à taux réduit de 5,5 % depuis 1999. Le dispositif s’applique à
l'ensemble des travaux effectués dans les logements anciens (planchers,
huisseries, etc.) y compris ceux associés au développement des énergies
renouvelables. Le dispositif concerne les personnes physiques ou morales
pour des locaux affectés en totalité ou principalement à l’habitation et
achevés depuis plus de deux ans. À partir du 1
er
janvier 2012, le taux a été
porté à 7 % (contre 5,5 % auparavant), ce qui devrait réduire la dépense
fiscale.
Aucune statistique ne mesure spécifiquement le coût de ce
dispositif fiscal pour le développement des énergies renouvelables. Pour
autant, sur la base des investissements correspondants aux équipements
de production d’énergie renouvelable dans les logements anciens, la
direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) a évalué la dépense
fiscale brute qui peut être rattachée au développement des énergies
renouvelables à 1,8 Md€ sur l’ensemble de la période 2005 à 2011.
Parallèlement, de 2006 à 2011, les abonnements relatifs aux
livraisons d'électricité d'une puissance maximale inférieure ou égale à
36 kilovoltampères et d'énergie calorifique, distribués par réseaux, ainsi
que la fourniture de chaleur lorsqu'elle est produite au moins à 50 % à
partir de la biomasse, de la géothermie, des déchets et d'énergie de
récupération, ont aussi bénéficié d’un taux réduit de TVA de 5,5 % pour
un coût d’environ 120 M€.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
45
b)
Le crédit d’impôt développement durable
Un crédit d’impôt développement durable (CIDD) destiné à
favoriser
l’efficacité
énergétique
et
la
production
d’énergies
renouvelables a été mis en place en 2005. Le taux, fixé entre 10 et 40 %
(avec majoration pour bouquets de travaux), s’applique au prix des
équipements éligibles
56
, installation comprise. L’assiette du crédit
d’impôt a été réduite progressivement et ce dernier a été réorienté, à
compter de 2010, vers le soutien aux travaux de maîtrise de l’énergie.
Avec un coût estimé à près de 8 Md€ pour les seules énergies
renouvelables depuis 2005
57
, le CIDD est l’outil fiscal de soutien au
développement des énergies renouvelables le plus important.
L’évaluation conduite pour le comité d’évaluation des dépenses
fiscales et des niches sociales en 2011
58
a néanmoins mis en évidence
d’importantes disparités du coût public du carbone évité
59
entre les
différents équipements éligibles, sans justification particulière. Mis à jour
en 2012, ces coûts diffèrent beaucoup d’une filière à l’autre comme le
montre le tableau suivant.
56
Les appareils de régulation de chauffage et de programmation des équipements de
chauffage, les matériaux d'isolation thermique, les moyens de chauffage et de
production d’eau chaude sanitaire à partir d’énergies renouvelables, les équipements
de récupération et traitement des eaux pluviales et les moyens de production
d'électricité renouvelable, dès lors qu’ils répondent à certains critères de performance
et que leur marché n’est pas arrivé à maturité.
57
Sur un coût total pour les finances publiques du CIDD de près de 14 Md€.
58
Rapport d’avril 2011.
59
Le coût public du carbone évité correspond au rapport entre la dépense publique
totale engagée pour financer un équipement permettant de réduire les émissions et la
somme des gains d’émissions sur la durée de vie de cet équipement.
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COUR DES COMPTES
Tableau n° 8 : coûts publics de la tonne de CO
2
évitée des différentes
technologies aidées par le crédit d’impôt développement durable
pour 2012
Filières
Coût public en
€/t CO
2
évitée
Solaire thermique
448
Isolation des parois vitrées
139
Photovoltaïque
112
Pompes à chaleur
53
Chaudières à condensation*
33
Isolation des parois opaques (toits et murs)
21
Appareil indépendant de chauffage au bois*
20
Source : direction générale de l’énergie et du climat (DGEC)
* Permettent également la réduction des émissions de particules fines
La filière solaire thermique et photovoltaïque représente ainsi trois
fois le soutien reçu pour des travaux d’isolation des parois vitrées, eux-
mêmes déjà plus aidés que d’autres dispositifs, comme le solaire
photovoltaïque, les chaudières à condensation ou les appareils de
chauffage à bois.
En outre, le dispositif du CIDD n’est pas suffisamment contrôlé en
raison de sa complexité technique et des moyens des services fiscaux.
Reposant sur un système déclaratif, il fait essentiellement l’objet de
contrôles sur pièces
60
.
Enfin, si le CIDD a permis de soutenir l’emploi dans les filières
concernées, il n’a pas réussi à favoriser la constitution de champions
industriels nationaux compétitifs à l’export. Il s’est, en outre, parfois
heurté à une insuffisante qualification des installateurs. Il apparaît donc
coûteux et parfois affecté au soutien d’équipements matures. Une plus
grande sélectivité des équipements éligibles pourrait réduire la dépense
publique correspondante, sans menacer le développement des énergies
renouvelables.
60
Les moyens consacrés au contrôle sur pièces de l’éligibilité des équipements sont
déjà estimés à une centaine d’emplois équivalents temps plein par an par
l’administration fiscale.
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c)
L’éco-prêt à taux zéro
L’éco-prêt à taux zéro permet aux propriétaires de logements de
financer des travaux de rénovation
61
à l’aide d’une avance remboursable
sans aucun intérêt obtenu auprès de leur banque. En contrepartie, celle-ci
bénéficie d’un crédit d’impôt
62
.
Le dispositif n’a pas atteint les objectifs quantitatifs initialement
fixés
63
. Si la montée en puissance a, en effet, été très rapide en 2009, avec
plus de 70 100 éco-prêts émis (pour un objectif de 50 000), le rythme
s’est ensuite nettement ralenti à partir de 2010 et continue de baisser en
2011, avec 40 755 prêts émis pour un objectif de 240 000 et en 2012 avec
34 000 prêts émis pour un objectif de 320 000. De fait, la perspective de
400 000 éco-prêts par an à compter de 2013 apparaît fortement
compromise.
d)
D’autres dispositifs fiscaux ne sont pas évalués
En parallèle du crédit d'impôt développement durable, il est
possible sous certaines conditions de bénéficier d'exonérations fiscales et
d'abattements
spécifiques.
Ainsi,
les
propriétaires
d'installations
photovoltaïques d'une puissance inférieure à 3 kW sont exonérés d’impôt
sur le revenu et de TVA pour la vente de l'électricité produite. De même,
les exploitants agricoles bénéficient de régimes fiscaux leur permettant de
ne pas payer en totalité l'impôt sur le revenu associé à la revente
d'électricité produite par une centrale à biomasse ou une installation
photovoltaïque. La dépense fiscale correspondante est inférieure à 0,5 M€
par an.
Par ailleurs, certains équipements de production d’énergies
renouvelables peuvent faire l'objet d'un amortissement dégressif et
exceptionnel sur douze mois
64
. La dépense fiscale correspondante,
constatée jusqu’en 2011, est de 4 M€ par an, pour un nombre inconnu de
bénéficiaires.
61
Bouquets de travaux pour l’amélioration de l’efficacité énergétique et l’installation
de dispositifs d’énergies renouvelables.
62
D’une valeur égale à la différence entre la somme actualisée des mensualités dues
au titre de l'avance remboursable et la somme actualisée des montants perçus au titre
d'un prêt de même montant et durée de remboursement, consenti à des conditions
normales de taux à la date d'émission de l'offre.
63
Selon les informations figurant en annexe des lois de finances pour 2012 et 2013.
64
Pompes à chaleur géothermiques ou air/eau, turbine à condensation pour la
production d'électricité à partir de vapeur provenant principalement de l'incinération
de déchets industriels ou ménagers, matériel permettant la récupération d'énergie
solaire, etc.
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48
COUR DES COMPTES
Ces dispositifs n’ont pas fait l’objet de véritable évaluation et leur
efficacité en faveur des énergies renouvelables n’est pas connue. Ils
devraient donc être réexaminés, d’autant plus qu’ils sont parfois
cumulables entre eux et avec les autres mesures publiques de soutien,
comme le bénéfice des tarifs d’achat par exemple.
2 -
Le soutien à la recherche et à l’innovation
a)
Une diversité de programmes et d’acteurs
Les programmes publics de recherche et innovation sont pour
l’essentiel portés par des opérateurs publics, auxquels peuvent s’associer
des acteurs privés. Le premier groupe d’opérateurs est composé d’OSEO
et des agences qui distribuent des subventions ou aides diverses :
l’Agence nationale de la recherche (ANR), l’Agence de l'environnement
et de la maîtrise de l'énergie (ADEME). Certains programmes sont
financés par l’Union européenne, à travers le PCRDT (Programme cadre
de recherche et développement technologique).
Le deuxième groupe d’opérateurs est composé d’établissements
publics dont l’activité de recherche est, en partie ou non, consacrée à
l’énergie
65
.
Ces organismes publics sont financés par des dotations de l’État, à
travers les programmes budgétaires qui financent la recherche dans le
domaine de l’énergie. Les crédits publics peuvent aussi contribuer à des
fonds destinés à des financements spécifiques, comme le Fonds unique
interministériel (FUI), destiné au financement des projets portés par les
pôles de compétitivité, le fonds de compétitivité des entreprises (FCE) qui
finance des aides directes aux entreprises, ou encore les « Investissements
d’avenir ».
Participent également au soutien public de la recherche et
développement dans le domaine des énergies renouvelables, les
65
Recherches entièrement consacrées à l’énergie : Commissariat à l’énergie atomique
(CEA), Institut français du pétrole–Énergies nouvelles (IFPEN), Agence nationale
pour la gestion des déchets radioactifs, (ANDRA) /recherches consacrées en partie à
l’énergie : Centre national de la recherche scientifique (CNRS), Institut national de
recherche en sciences et technologies pour l'environnement et l'agriculture (IRSTEA),
Institut français de recherche pour l’exploitation de la mer (IFREMER), Institut
national de la recherche agronomique (INRA), Institut français des sciences et
technologies des transports, de l'aménagement et des réseaux (IFSTTAR), Bureau de
recherches géologiques et minières (BRGM) et Centre Scientifique et Technique du
Bâtiment (CSTB).
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
49
dispositifs fiscaux comme le crédit d’impôt recherche (CIR) et le statut de
jeune entreprise innovante (JEI).
Compte tenu des enjeux liés à la recherche dans les domaines de
l’énergie, le gouvernement a créé en juillet 2009, l’Alliance nationale de
coordination de la recherche pour l'énergie (ANCRE) afin de coordonner
la programmation des projets de recherche et de développer les
partenariats entre les acteurs publics et privés (organismes de recherche,
universités et entreprises).
b)
La nécessité de corréler la stratégie de recherche à la politique de
soutien.
Les programmes de recherche se développent fortement depuis
2008, notamment sous l’effet de la mise en oeuvre du programme
« Investissements d’avenir » et ont pour ambition de lever l’ensemble des
verrous technologiques identifiés par la communauté scientifique.
Cependant, l’absence d’une stratégie clairement identifiée à ce
jour
66
sur l’organisation du système électrique du futur, qui conditionne le
développement d’un grand nombre de technologies, ne facilite pas
aujourd’hui l’identification des domaines de recherche stratégiques. En
effet, tant les contraintes d’adaptation des réseaux électriques que le coût
croissant des tarifs d’achat pour la collectivité pourraient justifier
l’émergence de nouvelles technologies ou de nouvelles pratiques de
consommation. Le système électrique et plus spécifiquement les réseaux
électriques actuels ne devraient donc pas seulement être optimisés sur la
base des recherches en cours mais, au contraire, les recherches ont
vocation à s’adapter à une nouvelle vision de cette organisation
électrique.
Il est donc important d’en tenir compte dans les décisions de
financement des programmes, afin de ne pas soutenir des technologies qui
deviendraient inutiles avec un changement d’organisation du système
électrique, au détriment d’autres qui deviendraient indispensables.
66
Le ministère chargé de la recherche entend profiter de l’adoption d’une nouvelle
stratégie nationale de recherche dans le domaine de l'énergie (SNRE) à l’issue du
débat sur la transition énergétique, pour réaliser le rapprochement, aujourd’hui
insuffisant, entre la recherche française et les perspectives de l’économie et de
l’industrie.
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50
COUR DES COMPTES
B - Le dispositif de soutien à la production d’électricité
renouvelable
L’obligation d’achat est le principal outil de la politique de soutien
à la production d’électricité renouvelable.
En application de l’article L.314-1 du code de l’énergie, les
fournisseurs historiques d’électricité (EDF et les entreprises locales de
distribution) sont tenus d’acheter aux producteurs l’électricité produite à
partir de sources d’énergies renouvelables. L’achat est réalisé au tarif
arrêté par le ministre chargé de l’énergie après avis de la Commission de
régulation de l’énergie (CRE), ou au tarif fixé dans le contrat d’achat dans
le cas des appels d’offre. La charge résultant de cette obligation leur est
remboursée grâce à une partie de la contribution au service public de
l'électricité
(CSPE),
payée
par
l'ensemble
des
consommateurs
d'électricité.
L'obligation d'achat est contractée pour une durée de 15 à 20 ans
selon les technologies et leur degré de maturité. Selon la politique du
ministère chargé de l’énergie, les tarifs d’achat réglementaires, qui
répondent à une logique de guichet puisque tout producteur peut en
bénéficier, devraient plutôt être réservés aux filières matures (éolien
terrestre), tandis que les appels d’offres, qui assurent à l’administration
une plus grande maîtrise sur le développement des filières, devraient
plutôt être réservés aux technologies moins matures ou aux projets de
grande capacité (éolien en mer par exemple).
1 -
Des tarifs d’achat fixés par arrêté : un calcul en décalage avec
le cadre légal
La méthode de fixation des tarifs est légalement encadrée. Elle doit
tenir compte du coût évité pour l’acheteur (prix de l’électricité sur le
marché), auquel peut s’ajouter une prime qui reflète la participation de la
source d’énergie aux objectifs de la politique énergétique de la France :
indépendance,
sécurité
des
approvisionnements,
compétitivité
économique et lutte contre les gaz à effet de serre, mais qui ne peut
conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés excède une
rémunération normale.
L’application de ces dispositions s’est toutefois révélée impossible
pour les sources d’énergies renouvelables, dans la mesure où la
contribution aux objectifs de la loi ne suffisait pas à assurer la rentabilité
des projets. Aussi, le critère aujourd’hui retenu pour fixer le bon niveau
de tarif est celui de la rentabilité des capitaux investis, dont l’appréciation
par les services de l’État n’est pas toujours suffisamment actualisée. Des
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
51
déséquilibres peuvent alors se créer, comme celui constaté avec les tarifs
d’achat photovoltaïque entre 2009 et 2011.
2 -
Les appels d’offres : une procédure parfois non justifiée, pas
toujours efficace et aux effets déstabilisants
Les appels d’offres ont pour finalité de soutenir les filières en
retard de capacité.
a)
Une procédure pas toujours justifiée
L’article L. 311-10 du code de l’énergie prévoit que le ministre
chargé du secteur peut lancer des appels d’offres afin d’atteindre les
objectifs
définis
dans
la
programmation
pluriannuelle
des
investissements. Ils sont instruits par la Commission de régulation de
l’énergie (CRE) sur la base de critères définis par le ministre. Dès lors,
EDF et les entreprises locales de distribution sont tenues de conclure un
contrat d’achat de l’électricité avec les producteurs lauréats selon les
conditions définies dans leurs offres.
Cette procédure est cependant parfois utilisée pour développer des
filières qui sont d’ores et déjà en avance sur leurs objectifs. C’est le cas
de la filière photovoltaïque. Ainsi, des appels d’offre ont été lancés en
2011 et 2013 pour développer des installations photovoltaïques
67
, alors
que la capacité déjà installée et celle en file d’attente de raccordement
dépassent déjà les objectifs fixés pour 2020.
b)
Une procédure pas toujours efficace pour atteindre les capacités
attendues
Certains appels d’offres n’ont pas atteint les objectifs de puissance
attendus (cahier des charges insuffisamment respecté par les projets, tarifs
proposés trop élevés, nombre insuffisant de projets candidats, etc.). Ainsi,
celui de 2004 pour installer 500 MW d’éolien terrestre n’a retenu que
278 MW au total, soit 56 % de l’objectif. Celui de 2010, portant sur
95 MW, n’a retenu que 66 MW, soit 70 % de l’objectif. De même, la
première tranche de l’appel d’offres de 2011 portant sur des projets
photovoltaïques de puissance comprise entre 100 et 250 kW n’a permis
de retenir que 37,5 % de la puissance attendue.
D’autres appels d’offres retiennent des projets dont une faible part
sera finalement réalisée. C’est le cas des projets de cogénération à base de
67
Un appel d’offres pour développer des capacités comprises entre 100 et 250 kW et
deux appels d’offres pour des capacités supérieures à 250 kW.
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COUR DES COMPTES
biomasse, pour lesquels la CRE estime à seulement 30 % le taux de
réalisation effective.
c)
Une procédure pas toujours efficace pour obtenir le meilleur prix
De nombreux appels d’offres n’ont pas permis de limiter les prix
proposés par les porteurs de projet, soit par manque de concurrence, soit
par mauvaise articulation avec les tarifs d’achat.
Ainsi, l’appel d’offres lancé en 2011 pour développer les parcs
éoliens en mer n’a pas réuni les meilleures conditions pour limiter les
prix. Le délai de six mois laissé aux candidats pour déposer une offre a
donné un avantage comparatif au seul candidat bénéficiant d’études de
vents antérieures sur les zones concernées. En outre, le prix de
référence
68
, publié dans l’appel d’offres, n’a pas été respecté pour trois
des quatre sites concernés. Les différences entre les tarifs d’achat et les
coûts de production correspondent à la prime de risque exigée par les
industriels.
De même, la mauvaise articulation des appels d’offre avec les
tarifs d’achat, notamment en matière photovoltaïque, ne favorise pas la
formation du prix au mieux des intérêts de la collectivité. La politique de
l’État est de réserver la procédure des appels d’offres pour les
installations supérieures à 100 kWc et les tarifs d’achat pour les
puissances inférieures. Or le tarif d’achat « T5
69
» peut aussi bénéficier
aux installations dépassant 100 kWc. Il a été diminué de 20 % au
1
er
octobre 2012 mais, si cette baisse réduit la rentabilité des projets, elle
ne met pas fin à la situation de chevauchement des procédures.
Dans son avis du 20 décembre 2012 sur le projet de nouvel arrêté
tarifaire photovoltaïque, la Commission de régulation de l’énergie
(CRE) rappelait que ce tarif avait été fixé de manière à le rendre non
rentable dès lors que les installations susceptibles d’en bénéficier
relevaient de la procédure d’appel d’offres
70
. Toutefois, avec la baisse des
coûts d’investissements des grosses installations, le tarif « T5 » est
devenu rentable et les demandes de raccordement à ce tarif ont fortement
68
Prix à partir duquel les projets obtenaient une note nulle sur ce critère dans le calcul
des notes de sélection des candidats. Le prix d'achat et le volet industriel avaient une
même pondération de 40 %, l'influence sur les activités existantes et sur
l'environnement était fixée à 20 %.
69
Le tarif T5 est le tarif applicable à toute installation d’une puissance inférieure à
12 MW qui respecte les critères de l’arrêté du 4 mars 2011 et ne peut bénéficier des
tarifs T1 à T4. Il concerne en fait essentiellement des installations de plus de
100 kWc.
70
Conformément à l’exposé des motifs de l’arrêté du 4 mars 2011.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
53
progressé (+ 434 MW au 3
ème
trimestre 2012), dont 98 % ont concerné de
grosses installations de plus de 250 kWc.
Comme le constatait la CRE au sujet du tarif « T5 », les porteurs
de projets peuvent donc utiliser les deux dispositifs et proposer lors des
appels d’offres des prix parfois très supérieurs audit tarif, qui devient dès
lors, un « prix plancher » et un recours en cas d’éviction de la procédure
d’appel d’offres. La CRE recommandait donc de réserver le dispositif
d’obligation d’achat aux installations inférieures à 100 kWc.
d)
Des conséquences parfois mal mesurées
Les appels d’offres instruits par la CRE pour la construction
d’installations produisant de l’électricité à base de biomasse présentent,
outre leur faible taux de réalisation, l’inconvénient majeur de déstabiliser
les marchés locaux qui ne disposent pas d’un potentiel de biomasse
suffisant, notamment en ressources forestières. Les « gros » projets
entrent ainsi en concurrence avec des projets plus petits qui pourraient
bénéficier de cette ressource et qui sont mieux adaptés à son potentiel.
Dans sa réponse à la Cour, le ministre a d’ailleurs précisé que le
gouvernement n’envisageait pas de lancer de nouveaux appels d’offres
pour cette catégorie d’installations.
C - Les dispositifs de soutien à la production de chaleur
renouvelable
Les engagements de la France pour le développement des énergies
renouvelables reposent sur une augmentation de la production de chaleur
de 10,3 Mtep entre 2005 et 2020, soit plus de la moitié de la progression
totale envisagée pour les énergies renouvelables
Deux moyens principaux sont utilisés par l’État pour développer ce
secteur.
Le
crédit
d’impôt
développement
durable,
examiné
précédemment, et le fonds chaleur devant lequel il arrive très largement
en tête en termes d’engagements financiers. Un autre dispositif reposant
sur deux fonds de garantie a une application très limitée aujourd’hui
puisqu’il ne concerne que la seule géothermie.
1 -
Le « fonds chaleur »
Le fonds de soutien au développement de la production et de la
distribution de chaleur d’origine renouvelable ou « fonds chaleur » a été
conçu comme un des moyens principaux d’atteindre les objectifs du
Grenelle de l’environnement.
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54
COUR DES COMPTES
Géré par l’ADEME, il ne peut être utilisé que pour le soutien des
filières de production thermique renouvelable dans les secteurs de
l’habitat collectif, le tertiaire, l’agriculture et l’industrie, à l’exception des
particuliers (contrairement au CIDD). Le fonds chaleur intervient par des
subventions à l’investissement par l’intermédiaire d’appels à projet de
niveau national et d’aides délivrées au niveau régional
71
. Ils peuvent être
cumulés avec d’autres subventions publiques
72
.
D’un montant de 179 M€ en 2009, les dotations au « fonds
chaleur »
auraient dû augmenter pour progressivement atteindre 500 M€
en 2012, puis 800 M€ en 2020 selon le plan arrêté à la création du fonds.
Or, les décisions budgétaires successives ont limité l’enveloppe à
1,2 Md€ sur la période 2009-2013, soit 240 M€ seulement en moyenne
annuelle, un niveau très inférieur aux intentions initiales.
Plus de la moitié (5,5 Mtep) de l’objectif de progression d’énergie
renouvelable thermique entre 2006 et 2020 (10,3 Mtep) doit être financée
par le fonds chaleur. L’ADEME considère que les résultats atteints sont
en ligne avec les objectifs attendus pour 2012. Or, sur la base des coûts
observés jusqu’ici, les capacités financières actuelles du fonds ne
permettraient de ne financer que 3,1 Mtep. Sans modification de la
dotation, 1,4 Md€ supplémentaires seraient nécessaires jusqu’en 2020
pour atteindre l’objectif de 5,5 Mtep.
2 -
Les systèmes de garantie
L'investissement dans les installations de géothermie profonde
nécessite, dans la plupart des cas, une ou plusieurs opérations de forage,
qui représentent souvent plus de la moitié du total des coûts, et plusieurs
millions d'euros dans les cas de forage profond.
Le
risque
financier
encouru
est
important
parce
que
la
connaissance partielle du sous-sol peut conduire à des résultats négatifs.
71
Les appels à projets nationaux concernent les installations produisant de la chaleur à
partir de la biomasse pour un volume supérieur à 1 000 tep/an dans les secteurs
industriel, agricole et tertiaire. Depuis 2009, les appels à projets prennent le nom
« Biomasse Chaleur Industrie Agriculture Tertiaire » (BCIAT) et un appel à projets
est lancé chaque année. Pour les autres filières, quel que soit le secteur, et pour les
installations biomasse ne relevant pas des appels à projets, le « fonds chaleur » est
géré par l’ADEME au niveau régional. Les projets sont portés soit par les collectivités
et les gestionnaires d’habitat collectif, soit par des entreprises des secteurs de
l’industrie, de l’agriculture et du tertiaire privé.
72
Aides des collectivités locales dans le cadre des contrats de projets États-régions
(CPER), du Fonds européen de développement économique régional (FEDER), du
Plan de performance énergétique des exploitations agricoles, du Plan de soutien à la
politique des déchets.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
55
Pour cette raison, dès le début des années 1980, deux fonds, le fonds de
garantie et le fonds Aquapac, ont soutenu le développement du secteur et
en particulier les grands réseaux de chaleur de la région parisienne.
Le premier
73
couvre les risques des professionnels de ne pas
obtenir, lors d’un forage, la ressource géothermale recherchée (débit et/ou
température
74
), de perdre les bénéfices de l’exploitation après la
diminution ou l’arrêt de la ressource ou encore de subir un sinistre sur les
installations. Le second, mis en place après le succès du premier, est voué
à la couverture des risques de même nature, supportés par les projets avec
pompes à chaleur sur aquifère de faible profondeur (moins de 100m)
75
.
III
-
Un cadre juridique instable et contesté
Selon les dispositions de la directive de 2009, les mesures prises en
faveur du développement des énergies renouvelables doivent être
« proportionnées et nécessaires » et les « procédures administratives […]
simplifiées et accélérées au niveau administratif approprié ».
Or, les énergies renouvelables sont soumises à de multiples
réglementations et leur application pose parfois des difficultés. Que ce
soit
en
matière
d’urbanisme,
d’environnement,
ou
de
cadres
réglementaires
propres
à
certaines
filières,
l’écheveau
des
réglementations constitue un obstacle pour les porteurs de projets et
même pour l’administration.
Par ailleurs, elles évoluent parfois très rapidement et ne facilitent
pas
le
développement
des
capacités
de
production
d’énergies
renouvelables.
73
Sa gestion est confiée à une filiale de la Caisse des dépôts et consignations, SAF-
Environnement, et est pilotée par un comité technique présidé par l'ADEME et
associant le bureau de recherches géologiques et minières (BRGM) et des
représentants des maîtres d'ouvrage publics et privés, ainsi que des établissements
financiers. Un versement initial par l'État de 15 M€ a permis d'amorcer le fond, suivi
de plusieurs abondements ultérieurs par l'ADEME, le dernier en 2011 de 6,4 M€. Les
bénéficiaires versent des cotisations.
74
La couverture de ce risque peut aller jusqu'à 65 % des coûts assurés, voire 90 %
grâce à une couverture additionnelle de 25 % financée par les régions (exemple en Île-
de-France et Provence-Alpes-Côte d’Azur (PACA).
75
Ayant mobilisé des ressources de 5,6 M€ (dotations initiales, cotisations et produits
financiers), le fond disposait fin 2012 de près de 3 M€.
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56
COUR DES COMPTES
A - Des réglementations parfois excessives
L’encadrement juridique des énergies renouvelables est multiple et
l’articulation des diverses dispositions est complexe. En outre, les enjeux
politiques et économiques qui s’affrontent se traduisent par des évolutions
juridiques parfois chaotiques.
1 -
La filière éolienne terrestre : un développement freiné par son
cadre juridique
Fruit d’une évolution marquée par un volontarisme en faveur du
développement des énergies décarbonées et par des oppositions très
structurées,
le
cadre
juridique
qui
règlemente
l’installation
et
l’exploitation
des
éoliennes
est
particulièrement
complexe
et
contraignant. Il a été assoupli par l’adoption de la loi du 15 avril 2013
76
.
L’accumulation
de
règles
depuis
plusieurs
années
a
considérablement ralenti le développement de l’éolien terrestre en France.
1 100 MW de projets ont été installés en France en 2010, 875 MW en
2011 et seulement 753 MW en 2012 et la capacité cumulée des projets en
attente de raccordement équivaut à celle déjà raccordée.
Le temps qui s’écoule entre le dépôt d’un projet de construction
d’éolienne terrestre et sa mise en service est estimé entre six et huit ans,
contre deux ans et demie en moyenne en Allemagne selon l’association
de professionnels France énergie éolienne. En effet, au-delà des délais
d’instruction par les services administratifs concernés, l’empilement de
règlementations multiplie les motifs de recours, déposés par les opposants
à l’implantation d’éoliennes dans près d’un projet sur trois.
a)
Les instruments de planification
La planification des zones d’implantation des parcs éoliens
s’appuie depuis la loi de 2013 sur le volet éolien des schémas régionaux
climat air et énergie (SRCAE). Jusqu’à son adoption, le bénéfice de
l’obligation d’achat pour un producteur d’énergie éolienne était
conditionné par l’implantation du parc en zone de développement de
l’éolien (ZDE). Ces zones étaient définies par le préfet en tenant compte
du potentiel éolien, des possibilités de raccordement au réseau électrique,
de l’impact paysager, de l’impact sur les sites remarquables et sur la
76
Loi n° 2013-312 visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre et
portant diverses dispositions sur la tarification de l’eau et sur les éoliennes, dite loi
Brottes.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
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biodiversité. La disparition des ZDE assouplit donc les règles
d’implantation des éoliennes.
b)
Les règles d’urbanisme
Les projets de parcs éoliens terrestres sont soumis à des règles
d’urbanisme contraignantes qui apparaissent contradictoires. En effet, les
éoliennes terrestres peuvent, en tant qu’équipement d’intérêt collectif,
être construites
77
en dehors des zones constructibles
78
, que ce soit en zone
agricole ou en zone naturelle
79
.
Toutefois, le cadre juridique est plus strict s’agissant des zones de
montagne et des zones littorales. Le code de l’urbanisme
80
prévoit que les
extensions d’urbanisation doivent être réalisées en continuité avec les
agglomérations et villages existants. En montagne, une dérogation est
prévue au profit des éoliennes en tant qu’équipements publics
81
. Ce n’est
pas le cas en zones littorales, où, de fait, les parcs d’éoliennes doivent être
construits en continuité des villes et villages existants. Or, les éoliennes
d’une hauteur supérieure à 50 mètres ne peuvent être construites à moins
de 500 mètres des habitations
82
. Les autorités préfectorales ne peuvent
donc délivrer des permis de construire pour des éoliennes situées dans les
zones littorales, qui sont précisément celles où soufflent des vents
favorables. La loi de 2013 permet une dérogation au principe
d'urbanisation en continuité de la loi littoral en Guadeloupe, Guyane,
Martinique, à La Réunion et à Mayotte.
La loi Grenelle II avait également institué l’interdiction de la
construction de parcs inférieurs à cinq mâts, afin de lutter contre le mitage
des paysages. Les services instructeurs considéraient en général que cette
mesure était efficace sur ce point, mais que, « jointe à d'autres règles
environnementales ou de protection du patrimoine, cette règle risqu[ait]
de compromettre bon nombre de projets en cours »
83
, notamment dans les
77
En application de l’article R 421-2 du code de l’urbanisme, les éoliennes terrestres
d’une hauteur inférieure à douze mètres sont dispensées de permis de construire.
78
Article L. 111-1 et R. 124-3 du code de l’urbanisme.
79
Sous réserve d’un zonage spécifique et restreint et du respect du caractère naturel
de la zone.
80
Art. L.145-1 à 13 pour la montagne et art. L.146-1 à 9 pour le littoral. Une
commune littorale est une commune du rivage de la mer, de l’océan, ou d’un lac
d’une superficie supérieure à 1000 ha.
81
Les parcs éoliens terrestres ont été qualifiés par le Conseil d’État (Arrêt Leloustre
du 16 juin 2010) « d’équipements publics » et d’opération d’urbanisation.
82
Article L. 553-1 du code de l’environnement.
83
Conseil général de l’environnement et du développement durable, Instruction
administrative des projets éoliens (rapport mai 2011).
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COUR DES COMPTES
régions d’habitat dispersé, comme la Bretagne. Cette règle a été
supprimée par la loi de 2013.
c)
La procédure ICPE
La loi Grenelle de 2010 a imposé le régime des « installations
classées pour la protection de l’environnement (ICPE) » aux éoliennes
terrestres de plus de 50 mètres de hauteur ainsi qu’à celles comprenant
des aérogénérateurs d’une hauteur comprise entre 12 et 50 mètres et
d’une puissance supérieure ou égale à 20 MW.
Le nouveau régime, qui s’accompagne de règlementations
nationales en matière de bruit, d’impact sur les radars et d’éloignement
vis-à-vis des tiers, fixe une doctrine homogène sur l’ensemble du
territoire national, là où les différentes autorités locales fixaient autant de
prescriptions différentes. Ainsi, l'établissement par voie réglementaire de
règles techniques et la possibilité d'en vérifier concrètement l'application
après la procédure d'autorisation ou de déclaration sont censés limiter les
contentieux.
Toutefois, même si l’enquête publique et l’étude d’impact ont été
« mutualisées » entre la procédure de délivrance du permis de construire
et celle relative au régime d’autorisation des installations classées, les
procédures ont été alourdies. Les projets doivent désormais, en effet, faire
l’objet d’une étude de dangers, d’un avis des conseils municipaux
concernés, d’un avis de la commission départementale des sites, d’un avis
de l’INAO (dans les zones de production de vins d’appellation d’origine),
se soumettre à d’éventuelles prescriptions particulières et faire l’objet de
contrôles de la part de l’inspection des installations classées.
L’élaboration de cette nouvelle doctrine homogène s’est donc faite
au prix d’un empilement de dispositions réglementaires diverses qui,
même avec l’adoption de la loi de 2013, caractérise encore l’encadrement
juridique de l’éolien à terre et alourdit l’ensemble des démarches à
accomplir pour un porteur de projet. Quant à l’effet souhaité sur la
limitation
des
contentieux
et
l’harmonisation
de
la
doctrine
administrative,
il
n’existe
pas,
à
l’échelle
nationale,
de
retour
d’expérience permettant de le confirmer ou de l’infirmer.
2 -
La géothermie : des exigences réglementaires trop rigoureuses
et inadaptées
S'agissant de l'exploitation d'une ressource du sous-sol, la
géothermie relève du code minier. Toutefois, celui-ci est conçu
prioritairement en fonction du modèle des industries extractives et de
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
59
leurs contraintes propres qui ne s’appliquent pas totalement à la
géothermie, de dimension plus modeste et moins invasive.
Aujourd’hui,
les
conditions
physiques
de
la
ressource
géothermique dimensionnent l’étendue des obligations administratives :
(permis de recherche, enquête publique, concession pour l’exploitation).
S’ajoutent à ces dispositions celles du code de l'environnement qui
réglementent également les forages, ainsi que les prélèvements et
réinjections et le code de la santé publique quand la consommation
humaine est concernée.
La réglementation est à la fois excessivement complexe, peu
lisible, et inadaptée aux évolutions techniques. Les procédures peuvent
nécessiter en moyenne de dix-huit à vingt-quatre mois de délais
d'instruction et peuvent dissuader des porteurs de projets.
C’est pourquoi, partant du constat de la disproportion entre ces
réglementations et les enjeux de la géothermie, la loi du 22 mars 2012
relative à la simplification du droit et à l'allègement des procédures
administratives (dite loi Warsman II) permet de redéfinir, par décret, le
régime juridique applicable à la géothermie à basse température et
simplifie largement les procédures concernée.
Le décret d’application est
cependant toujours en préparation.
3 -
L’hydroélectricité : un potentiel réduit par le volume des
contraintes réglementaires
Les
contraintes
environnementales
réduisent
fortement
les
opportunités de développement de la production hydroélectrique. Si
l’impact de la réglementation sur les débits réservés paraît modeste
84
, il
n’en est pas de même pour les conséquences de la directive cadre sur
l’eau de 2000 et de la loi sur l’eau et les milieux aquatiques (loi
« LEMA ») du 30 décembre 2006.
Aux termes de ces dispositions, les cours d’eau seront classés à
partir de 2014 selon deux listes en fonction de leur qualité écologique. Le
classement sera de nature à modifier le champ d’application des
anciennes
règles,
a
priori
dans
un
sens
plus
protecteur
de
l’environnement et plus restrictif pour la production hydroélectrique.
En effet, les cours d’eau classés en liste 1 seront protégés contre
tout ouvrage nouveau constituant un « obstacle à la continuité
écologique »,
c’est-à-dire
la
circulation
de
la
faune
(poissons
84
Ils sont estimés à 1 TWh en 2014 et 2 TWh en 2020 sur une production totale de
72 TWh.
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COUR DES COMPTES
principalement) et des sédiments. Enfin, le renouvellement de la
concession ou de l'autorisation des ouvrages existants est rendu plus
contraignant que dans le dispositif antérieur.
D’après une étude d’octobre 2012 de l’Union française de
l’électricité (UFE)
85
, les projets actuels de classement en liste 1 rendent
impossible
la
réalisation
de
76 %
du
potentiel
hydroélectrique
supplémentaire identifié par l’UFE dans son étude de novembre 2011,
soit 10,6 TWh par an
86
. Selon EDF, cette perte de production potentielle
pourrait être récupérée si seulement 2 à 4 % des linéaires de rivière
proposés en liste 1 en étaient sortis.
B - Des réglementations instables
Si la règlementation concernant l’éolien terrestre a fortement
évolué ces deux dernières années, allant d’un durcissement (dispositions
introduites par la loi du 12 juillet 2010) à un assouplissement avec la loi
Brottes, un contentieux tarifaire actuellement pendant devant la Cour de
justice de l’Union européenne laisse planer une grande incertitude sur le
dispositif de soutien à la filière éolienne. Il a, d’ores et déjà, pour effet de
bloquer le financement par les banques des nouveaux projets.
Le Conseil d'État a en effet renvoyé, le 15 mai 2012, à la Cour de
justice de l’Union européenne (CJUE) une « question préjudicielle
relative au mode de financement du surcoût de l'électricité éolienne ». La
Cour européenne devra juger si le tarif d'achat de l'électricité d'origine
éolienne est, ou non, une aide d'État
87
. C'est seulement lorsqu’elle aura
rendu son arrêt que le Conseil d'État rendra une décision définitive sur
une demande d'annulation des arrêtés tarifaires sur l'éolien pris fin 2008.
En matière solaire photovoltaïque, la succession des arrêtés
tarifaires publiés depuis 2006, et notamment entre 2010 et 2011, ainsi que
le moratoire de décembre 2010 ont introduit une grande instabilité
dénoncée
par
les
professionnels.
D’abord
très
favorable
au
développement des installations, le cadre juridique s’est ensuite durci,
pour freiner le rythme de développement des capacités. D’autres pays
européens, notamment l’Allemagne, l’Espagne et l’Italie ont également
suivi la même tendance. Après une première série de mesures de soutien
85
Étude Union française de de l’électricité (UFE) du 26 octobre 2012, Quel potentiel
hydroélectrique pour les régions françaises ? (2
e
partie).
86
Étude de l’UFE du 29 novembre 2011, Quel potentiel hydroélectrique pour les
régions françaises.
87
Le motif de la saisine du Conseil d’État est que la France n’a pas notifié,
préalablement à sa mise en oeuvre, l’arrêté tarifaire éolien de 2008 à la Commission
européenne en tant qu’aide d’État.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
61
favorables aux producteurs, les autorités ont pris des mesures plus
restrictives, destinées à limiter le coût pour la collectivité. Cette politique
de l’urgence, développée en réaction aux évènements, va à l’encontre de
la nécessaire stabilité à long terme du cadre juridique pour engager des
projets sur quinze à vingt ans.
C - Un contentieux abondant
Que ce soit en raison de l’abondance des réglementations ou des
problèmes de voisinage, les énergies renouvelables suscitent un abondant
contentieux. La filière éolienne est très largement la plus concernée.
Ainsi, la plupart des schémas régionaux climat air énergie sont attaqués
par recours gracieux ou contentieux sur leur volet éolien, de même
qu’une proportion importante des zones de développement de l’éolien
(ZDE) et des décisions de permis de construire. La question de
l’acceptation sociale des énergies renouvelables est donc posée.
Les décisions de l’administration font l’objet d’un nombre de
recours significatif mais ne sont pas systématiquement contestées. Les
recours des investisseurs contre les décisions de refus de construire sont
plus fréquents que ceux des opposants contre les autorisations, dont le
succès est en outre plus limité.
1 -
Les contentieux sur les refus d’autorisation de construire un
parc éolien
Une estimation, réalisée par le Conseil général de l’environnement
et du développement durable (CGEDD) en 2011 à partir d’une enquête
auprès d’une soixantaine de départements, évaluait le taux de refus par les
préfets à 47 % des demandes de permis de construire des parcs éoliens.
Les principaux motifs de refus sont l’atteinte aux sites et aux
paysages, la covisibilité avec les secteurs et monuments protégés et
l’atteinte à l’environnement. Compte tenu du caractère parfois subjectif
de ces motifs, 41 % des décisions de refus font l’objet de recours en
première instance de la part des porteurs de projets. La moitié aboutit,
signe de la fragilité des positions de l’administration. Enfin, seulement
56 %
des
dossiers
jugés
font
l’objet
d’un
recours
en
appel,
essentiellement déposés par des porteurs de projet.
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COUR DES COMPTES
2 -
Les contentieux sur les autorisations de construire un parc
éolien
Les autorisations de construire font également l’objet de nombreux
recours de la part d’associations nationales ou de riverains, en général sur
la base des mêmes moyens que ceux invoqués par les préfets pour les
refus, principalement l’atteinte aux sites et aux paysages, ainsi que
l’atteinte à la salubrité et à la sécurité publique.
L’étude
du
CGEDD
a
ainsi
constaté
que
31 %
des
696 autorisations de construire recensées avaient fait l’objet de recours de
tiers devant le juge administratif. Le taux de réussite est relativement
faible : 78 % des autorisations accordées par les préfets et faisant l’objet
d’un recours sont confirmées par le tribunal administratif. Dans certains
départements, le taux de confirmation atteint 95 % comme en Seine-
Maritime. 88 % des décisions des tribunaux administratifs font elles-
mêmes l’objet d’un recours en appel, allongeant d’autant plus les
procédures.
3 -
La nécessaire harmonisation de la position de l’État
Les notions d’atteinte aux sites et aux paysages et de mitage, non
définies par les textes, laissent une large place à l’interprétation
subjective. Sans aller jusqu’à la définition réglementaire, qui pourrait
contrevenir à la simplification recherchée, une harmonisation des
positions des services déconcentrés de l’État s’impose.
IV
-
Une organisation des pouvoirs publics
inadaptée
Grâce à un volontarisme politique qui s’est exprimé dans la
fixation d’objectifs ambitieux, les énergies renouvelables ont connu un
réel essor ces dernières années en s’appuyant sur des dispositifs
nombreux et variés. Ce foisonnement a aussi développé incohérences et
instabilité, alors que l’État s’est insuffisamment organisé pour piloter
cette politique complexe. Il s’en est suivi un découplage entre le niveau
national et local, ainsi qu’un certain nombre de contradictions dans
l’action de l’État.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
63
A - Des compétences à préciser entre la DGEC et la
CRE
La mise en oeuvre de la politique de soutien aux énergies
renouvelables dépend au niveau central de la Direction générale de
l’énergie et du climat (DGEC) qui relève du ministère de l’écologie, du
développement durable et de l’énergie.
Or, en application du décret du 4 décembre 2002, les cahiers des
charges des appels d’offres lancés dans les différentes filières sont établis
par la commission de régulation de l’énergie (CRE), sur la base des
différents critères fixés par le ministre (caractéristiques techniques des
installations, lieux d’implantation, conditions économiques, etc.). Le
ministre arrête ensuite les cahiers des charges après les avoir modifiés, le
cas échéant. En pratique, elle est saisie directement d’un projet déjà
rédigé. La marge de manoeuvre de la CRE en est réduite y compris dans
l’exercice de ses compétences d’évaluation des candidats.
Le Gouvernement n’est pas lié non plus par les avis de la CRE sur
les tarifs de l’obligation d’achat, ce dont il use régulièrement.
Ce partage des compétences et la façon dont il est mis en oeuvre
entre les services ministériels, gestionnaires des politiques, et la CRE,
entretiennent une confusion sur leurs rôles respectifs.
B - Une expertise insuffisante
L’État n’a pas développé toute l’expertise nécessaire à la mise en
oeuvre de la politique de soutien aux énergies renouvelables. Cette
faiblesse est particulièrement visible en ce qui concerne la connaissance
des coûts et l’impact socio-économique des mesures prises.
1 -
Une mauvaise connaissance des coûts
Alors qu’il engage la collectivité sur des sujets financièrement très
lourds, l’État s’est insuffisamment organisé pour disposer des données de
base indispensables à la conduite de la politique en faveur des énergies
renouvelables.
En effet, l’État ne dispose que d’informations lacunaires et
dispersées sur les coûts de production. La DGEC a réalisé la dernière
étude sur les coûts de production en 2008 et s’en remet désormais à la
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COUR DES COMPTES
CRE qui dispose d’une multitude de sources
88
. L’ADEME fournit
également des informations
89
et est le seul organisme public qui a pu
établir
des
fourchettes
des
coûts
de
production
des
énergies
renouvelables.
Ce déficit d’expertise place l’État dans une situation d’asymétrie
d’informations vis-à-vis des industriels, qui peut être source de dérive des
dépenses et de situation de rente pour certains investisseurs. Ainsi, dans le
cas du photovoltaïque, ces faiblesses organisationnelles ont entraîné un
manque de cohérence de la politique de soutien, conduite dans l’urgence
et au coup par coup. L’État s’est aussi révélé dans l’incapacité de définir
des tarifs à la mesure des coûts de production. Toutefois, l’administration
fait valoir que l’arrêté du 4 mars 2011 a pour objectif d’ajuster
progressivement le tarif en fonction du coût de production sans nécessiter
de connaissance approfondie de celui-ci.
Il appartient aux services ministériels de se doter de l’organisation
nécessaire à l’élaboration de bases de données fiables et partagées qui
leur permettent de dimensionner au mieux les dispositifs de soutien. À
défaut, les pouvoirs publics courent le risque d’offrir des rémunérations
excessives aux producteurs et de déséquilibrer les marchés par des tarifs
administrés déconnectés des coûts.
2 -
L’absence d’un suivi statistique d’ensemble des emplois
Le suivi statistique des effets de la politique de soutien aux
énergies renouvelables souffre d’un déficit de coordination. Le seul
recensement des emplois directs s’avère problématique. Les acteurs
publics
concernés,
notamment
l’INSEE,
le
CGDD
90
,
l’ADEME,
participent à l’élaboration des statistiques mais sans même partager une
définition unique des emplois à décompter. Par ailleurs, ces sources sont
souvent croisées entre elles ou avec celles non validées des organisations
professionnelles, ce qui multiplie les incertitudes et les risques de
propagation des erreurs d’estimation.
88
Dossiers d’appels d’offres s’ils sont récents, autres régulateurs européens, ADEME,
associations de professionnels, internet, etc.
89
L’ADEME s’appuie sur des informations internes, des études qu’elle pilote, des
études d’organisations internationales et nationales (AIE, IRENA, EEA, NREL), de
différents syndicats et associations et de cabinets de conseil.
90
Le service de l’observation et des statistiques (SOeS) assure, au sein du
Commissariat général au développement durable, le recueil de données statistiques sur
les thèmes du logement, de la construction, des transports, de l'énergie et du climat, de
l’environnement et du développement durable.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
65
L’appréciation des impacts économiques réels par la seule prise en
compte des emplois directs et indirects est insuffisante et nécessite
également celle des emplois induits.
3 -
Un impact socio-économique insuffisamment évalué
La faiblesse d’expertise de l’État se retrouve également dans sa
capacité à connaître l’impact socio-économique des décisions prises. Cela
peut le conduire à lancer des projets très coûteux pour la collectivité ou
les consommateurs sans que les bénéfices attendus ne se produisent.
La prise de risque est consubstantielle aux grands projets
industriels destinés à développer des filières d’avenir non encore matures,
et est nécessaire. Cependant, le risque peut être évalué et mis en balance
avec d’autres choix. Or, ces évaluations économiques ne sont aujourd’hui
pas réalisées et ne peuvent donc éclairer la décision politique.
Ainsi, par exemple, la décision de développer une filière éolienne
en mer a été justifiée par les perspectives en termes d’exportations et de
créations d’emplois. Or, à l’exception d’une étude demandée à un cabinet
de conseil, elle ne s’est appuyée sur aucune évaluation économique
approfondie portant sur l’emploi induit, le développement industriel à
long terme, sur les marchés français mais aussi britanniques, pourtant
présentés comme complémentaires. Le coût pour le consommateur des
projets attribués à l’issue du premier appel d’offres, est pourtant estimé
par la CRE à 1,1 Md€ par an, pendant vingt ans à partir de 2020.
De même, le choix stratégique de développer les panneaux
photovoltaïques intégrés au bâti a été pris sans mesurer la capacité de la
filière à répondre correctement à la demande. Motivé par l’idée que
l’industrie française serait plus compétitive face à ses concurrents,
notamment chinois, sur des produits à plus forte valeur ajoutée, ce choix
s’est révélé décevant. Outre son coût croissant pour la collectivité
91
, la
filière n’a pas pour l’instant réussi à s’imposer à l’international et reste
handicapée par une mauvaise organisation de la profession
92
.
Par ailleurs, initialement conçu pour des habitations neuves, le
concept a été étendu aux bâtiments existants, ce qui supposait de
91
La prime d’intégration au bâti s’élevait ainsi dans l’arrêté tarifaire de 2006 à
250 €/MWh, soit 83 % du tarif de base. En 2011, 99 % des contrats d’achat relatifs à
des installations photovoltaïques concernaient des installations intégrées au bâti.
92
Le développement de l’intégré au bâti doit, en effet, s’appuyer sur des compétences
spécifiques et nouvelles dans les métiers du bâtiment. Or la formation des
professionnels n’a pas été à la hauteur des besoins. Ainsi, des électriciens se sont
improvisés couvreurs et inversement et des défauts d’étanchéité ont pu être constatés,
outre le seul renchérissement des coûts en raison de l’installation.
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66
COUR DES COMPTES
remplacer tout ou partie de la toiture par des panneaux. Ainsi, outre le
renchérissement des coûts d’installation, des défauts d’étanchéité ont pu
être constatés.
C - Des défaillances dans la prise de décision
1 -
Une mauvaise utilisation de la procédure d’appel d’offres
La procédure d’appels d’offres respecte un cadre réglementaire
garantissant la stricte égalité de traitement des candidats. Ainsi, les offres
retenues sont celles qui sont les mieux notées à partir de critères
transparents, objectifs et s’appliquant à chacune d’elles. Dans la pratique,
ces principes n’ont pas toujours été appliqués.
Ainsi, en 2004, à l’occasion d’un premier appel d’offres pour
développer des projets éoliens en mer, le choix envisagé par le ministre
ne respectait pas le classement des offres établi par la Commission de
régulation de l’énergie (CRE) en application des critères de notation.
Malgré l’avis négatif de cette dernière, qui préconisait notamment de
déclarer l’appel d’offres sans suite, le ministre a tout de même retenu un
projet mais ce dernier n’a finalement jamais été réalisé.
Plus récemment, dans le cadre de l’appel d’offres de juillet 2011
relatif à l’éolien en mer, le site de Saint-Brieuc a été attribué à la société
Ailes marines SAS recourant aux turbines d’AREVA alors que la société
EMF était mieux classée par la CRE. La DGEC proposait pour sa part
une solution de remise en jeu du lot de Saint-Brieuc avec celui du
Tréport, qui n’avait pas été attribué, mais elle n’a pas été suivie non plus
par le ministre. L’option retenue visait à donner la possibilité à AREVA
de maintenir un programme industriel autour du Havre, avec l’espoir de
se repositionner sur un deuxième appel d’offres étendu au Tréport. Elle a
abouti à privilégier un candidat en dépit d’un prix plus élevé que celui
proposé par EMF.
Dans la filière biomasse, un appel d’offres lancé en 2010 avait fixé
un objectif de 200 MW de puissance mais le ministre est allé au-delà.
Tous les dossiers jugés recevables par la CRE ont été sélectionnés par
arbitrage ministériel, soit 420 MW au total, y compris des offres qui
avaient obtenu la plus mauvaise note et qui n’auraient pas été retenues si
le seuil de 200 MW n’avait pas été dépassé. Ainsi, sur les quinze projets,
six ont obtenu une « note prix » quasiment nulle et trois ne produiront
quasiment que de l’électricité.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
67
Le cas spécifique du projet n° 20 d’E.ON Provence Biomasse
Une tranche de production d’une ancienne centrale thermique utilisant
des combustibles fossiles doit être reconvertie en une installation de
cogénération biomasse. Cette unité produira principalement de l’électricité,
ce qui la conduit à afficher un taux d’efficacité énergétique modeste par
rapport aux projets de cogénération. Elle importera 48 % de granulés de bois
du Canada, des États-Unis et d’Amérique du Sud.
Le projet était classé par la CRE, en dernière position à l’issue de
l’appel d’offres de 2010. Il a néanmoins été retenu par décision ministérielle
et, avec d’autres projets également mal notés, a conduit au dépassement du
plafond de puissance initialement fixé pour l’ensemble de l’appel d’offres.
2 -
Des décisions tardives
La situation qu’a connue la filière solaire photovoltaïque durant la
période 2010 à 2011 a été qualifiée par certains de « bulle »
photovoltaïque, provoquée par une déconnexion entre les tarifs d’achat et
la réalité des coûts. Ce phénomène n’est toutefois pas propre à la France ;
il est observé également dans la plupart des pays européens, notamment
en Espagne, en République Tchèque, au Royaume-Uni et en Allemagne.
Or, en France, cette situation avait été anticipée dès 2006 par la CRE dans
ses avis sur les différents projets d’arrêté tarifaire photovoltaïque. Une
première baisse des tarifs n’est intervenue qu’en janvier 2010. Elles s’est
révélée insuffisante. Une mission conjointe inspection générale des
finances – conseil général de l’économie, de l’industrie, de l’énergie et
des technologies (IGF-CGIET) diligentée par le ministre le 26 mars 2010
a également constaté que la déconnexion entre les tarifs d’achat et la
baisse du prix des panneaux expliquait l’envolée des demandes de
contrats fin 2009. La DGEC, pour sa part, alertait le cabinet ministériel
par trois notes rédigées entre mai et juillet 2010.
Les premiers signes précurseurs de la bulle à venir étaient donc
identifiés mais les décisions ont tardé à être prises. Un deuxième arrêté
tarifaire a dû être pris en août 2010, mais n’a pas permis d’endiguer la
hausse des demandes de raccordement qui ont atteint 6,4 GW fin 2010,
soit six fois la puissance photovoltaïque déjà installée. Aussi, une
suspension de l’obligation d’achat pour une durée de trois mois a dû être
décidée en décembre 2010
93
et enfin un nouvel arrêté a été adopté le
4 mars 2011. Ce n’est qu’à partir de là que le phénomène de « bulle » a
pu être circonscrit.
93
Décret n° 2010-1510 du 9 décembre 2010 suspendant l’obligation d’achat de
l’électricité produite par certaines installations utilisant l’énergie radiative du soleil.
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68
COUR DES COMPTES
3 -
Des retards dans la production d’électricité géothermique
Plus favorablement dotée que la France, l'Italie dispose d'une
capacité de production électrique d’origine géothermique de plus de
800 MW, sur un total en Europe de 1 600 MW. Il n'existe en France que
deux installations, dont une de recherche, avec une puissance totale
installée particulièrement limitée (17,2 MW). À l’horizon 2020, les
ambitions affichées dans le plan d'action national en faveur des énergies
renouvelables sont d’augmenter de 65 MW la puissance géothermique à
des fins électriques par rapport à 2010 pour la porter à 80 MW. À titre de
comparaison, cette augmentation représente moins de 3 % des capacités
hydroélectriques supplémentaires devant être installées d’ici 2020.
Le
gouvernement
a
donc
développé
une
série
d’actions,
notamment une augmentation des tarifs d’achat et des mesures de soutien
à la recherche et à l’innovation à travers les Investissements d’Avenir.
Les objectifs à 2020 pour l’Outre-mer étaient néanmoins
ambitieux. Ils prévoyaient en effet 30 % d'énergies renouvelables dans la
consommation de Mayotte et 50 % dans les autres collectivités locales
d'outre-mer. La géothermie devait largement contribuer à cet objectif, en
particulier dans les îles volcaniques des Antilles et de La Réunion.
La situation concrète en est toutefois très éloignée. En effet, les
moyens de l’État mobilisés pour la géothermie ont été essentiellement
concentrés sur la seule installation de production d’électricité d'origine
géothermique située en Guadeloupe au lieu-dit Bouillante qui a connu de
multiples déboires. Cette usine est aujourd’hui exploitée par le bureau de
recherches géologiques et minières (BRGM), dont ce n’est pas le métier.
Le gouvernement souhaite en confier l’exploitation à un industriel, mais
les besoins en investissement de 138 M€ ont dissuadé jusqu’ici les
investisseurs, dont EDF.
Finalement,
l’usine
de
Bouillante
produit
aujourd’hui
de
l’électricité mais les interruptions d’activité pour panne ou grève comme
les choix technologiques conduisent à renchérir les coûts de production.
Ces derniers n’ont pas été communiqués à la Cour.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
69
Ainsi, après des années d’activités géothermiques en Guadeloupe
et alors que la production d'électricité géothermique se développe dans le
monde, les industriels français de la filière ne disposent d'aucune
référence sur leur propre marché et aucun autre projet n’a pu être
développé
94
.
Soultz-Sous-Forêts: électricité géothermique, recherche et
fracturation hydraulique
L'unique unité de production d'électricité géothermique en métropole
est située à Soultz-Sous-Forêts (Bas-Rhin en Alsace). La chaleur géothermale
est extraite d’une eau pompée à 5000 mètres de profondeur à plus de 200 °C
après fracturation hydraulique. Cette dernière est exploitée en surface pour
produire de l'électricité avant d’être réinjectée.
L’installation est un centre de recherche sur les techniques
d’exploitation de la géothermie profonde fonctionnant depuis 1986. Une
unité de production de 1,5 MW a été mise en service en 2008. L'étape,
désormais envisagée, consiste à développer un prototype à dimension
industrielle dans le cadre des Investissements d'avenir. Ces travaux n'ont de
sens que s'ils peuvent déboucher sur un mode de production d'électricité ou
de chaleur dont les coûts de production seraient acceptables pour la
collectivité. Ces coûts n’ont pu être produits à la Cour, malgré ses demandes.
En outre, des interrogations demeurent sur la soutenabilité de la
technique de fracturation hydraulique utilisée au regard de ses impacts
possibles sur l’environnement
95
.
D - Un manque de contrôle
1 -
Des dérives observées dans le solaire photovoltaïque
Le système de l’obligation d’achat relève d’une logique de
« guichet ouvert » dans lequel toute personne remplissant les conditions
(sur une base déclarative) peut signer un contrat d’achat avec EDF ou une
entreprise locale de distribution.
94
La Martinique présente pourtant un profil volcanique aussi favorable que la
Guadeloupe. La situation n’y a pas dépassé le stade des études et, au mieux, des
forages d’exploration. Quant à La Réunion, le potentiel serait très réduit en raison de
la localisation des sources géothermiques au coeur du parc naturel classé au
patrimoine mondial de l’UNESCO.
95
Les techniques de fracturation hydraulique sont différentes de celles mises en
oeuvre pour l’exploitation des hydrocarbures non conventionnels.
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COUR DES COMPTES
L’enjeu du contrôle est donc essentiel compte tenu du poids du
solaire photovoltaïque dans le montant de la contribution au service
public de l’électricité (CSPE) (estimé à 35,8 % par la CRE
96
et 41 % des
charges au titre de 2013 soit 2,1 Md€), d’autant plus que plusieurs cas de
fraudes sont d’ores et déjà constatés par la CRE. Ainsi peuvent être
constatées de fausses déclarations pour bénéficier abusivement de la
prime de l’intégré au bâti, des découpages en tranches d’une installation
afin de bénéficier d’un tarif plus élevé que si l’on considérait l’installation
dans son ensemble et un gonflement de la production annuelle déclarée.
Un quatrième cas, qui ne constitue pas une fraude à proprement
parler mais plutôt un abus du système, consiste à réaliser une installation
tout à fait conforme, mais sur le toit d’un bâtiment agricole de
circonstance, plus ou moins surdimensionné par rapport aux besoins de
stockage de l’exploitation.
Or, le dispositif réglementaire en vigueur ne prévoit aucun
dispositif de contrôle des installations a priori, mais seulement une
possibilité de contrôle qui est donnée à l’acheteur, EDF essentiellement,
si la production annuelle déclarée par le producteur dépasse 90 % d’un
plafond théorique. De fait, cette possibilité n’est quasiment pas utilisée.
Les agents d’EDF n’y ont pas véritablement vocation, d’autant plus que
les contrôles doivent être faits sur des propriétés privées et, pour ce qui
concerne les installations sur toiture, dans des conditions particulières.
Sur place, au-delà de l’instruction classique du permis de construire, les
services déconcentrés de l’État n’ont pas non plus les moyens, ni
juridiques ni humains, de réaliser des vérifications. Enfin, les critères
permettant de caractériser une installation (intégré au bâti, intégré
simplifié ou simple surimposition sur un toit existant) nécessitent des
compétences techniques qui ne sont guère réunies en l’espèce. Seule la
CRE effectue quelques contrôles, très sommairement, compte tenu de ses
moyens et de ses missions principales.
Dans sa réponse à la Cour, le ministre indique que des contrôles
systématiques ont d’ores et déjà été introduits dans le cahier des charges
du dernier appel d’offres solaire.
2 -
Les difficultés à contrôler la provenance de la biomasse
En raison des tensions créées sur les ressources locales en
biomasse, les projets doivent prévoir des plans d’approvisionnement
viables sur lesquels les préfets de région donnent leur avis.
96
CRE, rapport d’activité 2011.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
71
Or, les services déconcentrés ne peuvent pratiquement pas
contrôler la provenance de la ressource en raison de l’organisation de la
filière mais aussi des volumes concernés. Il peut s’ensuivre des difficultés
locales d’approvisionnement constatées en phase d’exploitation.
E - Un rôle mal défini pour les collectivités locales
L’État a développé deux instruments principaux pour associer les
collectivités locales au développement des énergies renouvelables : les
schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie (SRCAE) et les
plans climats énergie territoriaux. Si la démarche va dans le bons sens,
elle est restée limitée en raison de la portée insuffisante des premiers et de
la relative implication des acteurs locaux dans les seconds.
1 -
Les schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie
(SRCAE)
L’article L. 222-1 du code de l’environnement, tel que modifié par
la loi n° 2010-788 du 12 juillet 2010, prévoit que le préfet de région et le
président du conseil régional élaborent conjointement un projet de
schéma régional du climat, de l'air et de l'énergie
97
. Il fixe, à l'échelon du
territoire régional et à l'horizon 2020 et 2050, les orientations permettant
d'atténuer les effets du changement climatique et d’atteindre l’objectif
national de diviser par quatre les émissions de gaz à effet de serre entre
1990 et 2050. Ces schémas comprennent un volet éolien définissant les
parties du territoire favorables au développement de cette forme
d’énergie.
Si ces schémas ont permis d’établir un état des lieux et de
sensibiliser les acteurs locaux, ils restent en pratique d’une portée limitée
pour assurer le développement des énergies renouvelables.
D’une part, en effet, le processus a pris plus de temps que prévu.
Initialement fixée au 11 juillet 2011, l’échéance pour l’achèvement des
schémas a été repoussée à la fin 2011 et le décret d’application n’a été
signé que le 16 juin 2011. Début 2013, seuls quatorze schémas sur vingt-
six ont donc été achevés. D’autre part, l’absence de méthodologie
commune, malgré la diffusion d’un guide par le ministère chargé de
l’environnement
98
, rendra difficile l’agrégation nationale des schémas.
97
Le décret n° 2011-678 du 16 juin 2011 précise le contenu et la démarche
d’élaboration des schémas.
98
Instruction du Gouvernement du 29 juillet 2011 relative aux schémas régionaux du
climat, de l’air et de l’énergie.
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72
COUR DES COMPTES
Par ailleurs, l’exercice n’a pas su trouver de point d’équilibre entre
respect des objectifs nationaux et respect du principe de libre
administration des collectivités locales. Si l’article L. 222-1 du code de
l’environnement dispose que les schémas régionaux doivent être établis
« conformément aux objectifs issus de la législation européenne relative à
l'énergie et au climat », c'est-à-dire, conformément aux 23 % nationaux,
aucun objectif régional ne pouvait être fixé par le niveau central en raison
de la méconnaissance des potentiels régionaux et du souci de ne pas
court-circuiter la discussion locale
99
.
Enfin, alors que ces schémas doivent notamment servir de base aux
estimations des besoins d’investissement sur les réseaux électriques, dans
le cadre des schémas régionaux de raccordement, ils ne se révèlent
souvent pas assez précis pour cela.
2 -
Les plans climats-énergie territoriaux (PCET)
Parallèlement aux schémas régionaux du climat, de l'air et de
l'énergie, les régions, les départements, les communes et leurs
groupements de plus de 50 000 habitants devaient avoir adopté un « plan
climat-énergie territorial » pour le 31 décembre 2012 qui définit, dans le
cadre des orientations du schéma régional du climat, de l’air et de
l’énergie (SRCAE), des mesures opérationnelles pour assurer la maîtrise
de l’énergie et développer les énergies renouvelables. Fin octobre 2012,
les plans n’avaient été adoptés que par 6,6 % des collectivités concernées
(15 % si l’on prend en compte les plans adoptés sur la base de textes plus
anciens) en raison notamment du retard pris dans l’élaboration du décret
d’application
100
, intervenu plus d’un an et demi après l’adoption des
dispositions législatives
101
.
99
Les difficultés des énergies renouvelables sont souvent liées, notamment pour les
éoliennes, à l’acceptation des populations.
100
Décret n° 2011-829 du 11 juillet 2011 relatif au bilan des émissions de gaz à effet
de serre et au plan climat-énergie territorial.
101
Loi n° 2010-1563 du 16 décembre 2010 - art. 17.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
73
La place des collectivités locales chez nos principaux partenaires
européens en matière d’énergie renouvelable
Certains pays européens ont mis en place une organisation plus ou moins
décentralisée du système électrique. Plusieurs ont accordé des compétences en matière
d’énergie aux collectivités territoriales, en général les régions.
Du fait de sa structure fédérale, l’Allemagne dispose sans doute à cet égard,
du système électrique le moins centralisé, puisque les gouvernements des
Länder
sont
chargés de mettre en oeuvre la politique de développement des énergies renouvelables
sur le plan régional.
En Espagne, les dix-sept communautés autonomes (régions) ont, au sein de
leurs gouvernements respectifs (souvent dans le cadre d’une Agence régionale de
l’énergie), un responsable de l’énergie, notamment pour la mise en oeuvre des plans
nationaux et régionaux en matière d’économies d’énergie et de développement des
énergies renouvelables.
En Italie également, les autorités locales, régions et provinces, ont un rôle
important dans la mise en oeuvre de la politique énergétique italienne.
V
-
De fortes contraintes physiques
A - Un réseau à adapter
Le système électrique est conçu pour acheminer l’électricité
produite par les centrales de production jusqu’au consommateur final.
Elle est transportée par des lignes à haute tension qui constituent le réseau
de transport, jusqu’aux réseaux de distribution (réseaux moyenne et basse
tension) qui desservent les clients.
L’électricité ne pouvant se stocker facilement, les gestionnaires de
réseau doivent en permanence ajuster le niveau de production à celui de
consommation. Afin d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande, les
groupes de production sont appelés dans l’ordre croissant de leur coût de
production (interclassement ou «
merit order
»), jusqu’à satisfaction de la
demande. Ainsi, en cas de pic de consommation, si les moyens en base
102
102
La demande régulière et constante d’électricité correspond à la demande de base.
Les consommations au-delà de la cette demande de base constitue la demande de
pointe. Les moyens de production en base sont ceux qui répondent à cette demande de
base. Dans un parc de production optimal, les moyens à forts coûts fixes et faibles
coûts variables (nucléaire, hydraulique « au cours de l’eau ») couvrent la base. Les
moyens de production à faibles coûts fixes mais à fort coût variable (turbines à
combustion) interviennent quelques centaines d’heures par an lors des pics de
demande. Entre les deux, des moyens en « semi-base » (gaz, charbon, nucléaire)
couvrent les besoins de quelques milliers d’heures par an.
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74
COUR DES COMPTES
ne suffisent pas, le gestionnaire, RTE, fait appel, dans l’ordre, à la
production hydraulique des lacs de barrage, puis aux centrales de
cogénération, puis aux centrales à charbon, les moyens les plus chers
étant les groupes au fuel et au gaz.
L’émergence
des
installations
de
production
d’énergies
renouvelables dans le
mix
électrique a des conséquences sur cet équilibre.
Bénéficiant d’une garantie d’achat et de raccordement au réseau, elles
écoulent leur production quel que soit l’état de la demande. Les
gestionnaires de réseau doivent donc assurer la gestion de leur
intermittence. En cas d’insuffisance de production, ils doivent faire appel
à des capacités de soutien (
back up
) ou à des importations et, en cas
d’excédent, ils doivent arrêter la production d’autres groupes ou évacuer
l’électricité sur des réseaux voisins. Par conséquent, l’arrivée des énergies
renouvelables
sur
le
réseau
bouleverse
l’ordre
traditionnel
de
l’interclassement.
B - Une intermittence à gérer
Plusieurs filières d’énergies renouvelables (solaire, éolienne,
marémotrice et hydraulique « au fil de l’eau ») présentent la
caractéristique
d’être
intermittentes :
les
périodes
de
production
dépendent de la disponibilité des productibles (vent, soleil notamment) et
ne correspondent donc pas toujours aux périodes de consommation.
Cette déconnexion entre production et consommation peut se
traduire par des variations de tension et de fréquence sur les réseaux de
transport et de distribution et en endommager les composantes. Dans le
cas de l’éolien, les variations peuvent d’ailleurs être très brutales en cas
d’arrêt forcé
103
et du fait des concentrations d’éoliennes en parcs.
Faute de stockage, la gestion de l’intermittence est donc
indispensable.
1 -
Un système électrique historiquement centralisé
Le système électrique français, à l’instar de celui des pays
industrialisés, s’est développé selon une logique centralisée. De grosses
unités de production, nucléaires ou localisées à proximité de la ressource
primaire (bassins hydraulique, terminal méthanier, etc.), sont connectées
aux réseaux de transport à des niveaux de tension élevés pour délivrer
leur
production
aux
centres
de
consommation.
Il
offre
aux
103
En cas de vent trop fort, les systèmes de sécurité stoppent les éoliennes et la
production passe brutalement du maximum à zéro.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
75
consommateurs la garantie de fourniture d’électricité de qualité constante
sans considération de la disponibilité locale d’une quelconque production.
Or, le développement des installations à base d’énergies renouvelables
répond à une logique plus décentralisée et pose ainsi des difficultés
d’adaptation des réseaux.
a)
Les raccordements au réseau de moyenne tension
Les unités de production concernées, l’éolien et un tiers du
photovoltaïque, sont de tailles modestes mais sont assemblées en
« fermes » dépassant souvent plusieurs dizaines de mégawatt. Elles
nécessitent donc, en général, des ouvrages de raccordement au réseau
affectés à leur usage exclusif et leur production est en général consommée
ailleurs.
b)
Les raccordements au réseau de basse tension
Les installations raccordées en basse tension sont aujourd’hui
presque exclusivement de nature photovoltaïque. La production des
installations domestiques de faible puissance (3 kW) qui représentent un
tiers de la production aujourd’hui, peut, dès lors qu’aucun effet de grappe
n’est constaté, être absorbée sur place sans nécessiter de renforcement de
réseau au-delà du raccordement lui-même.
Les unités de plus forte puissance (un tiers de la production
également) posent plus de difficultés. Lorsque leur production est
consommée sur place (cas d’une ombrière de parking dans une zone
commerciale pendant les jours ouvrables), ce qui est assez rare, elles ne
posent pas de difficultés particulières. Elles constituent cependant en
général de simples centres de production d’électricité sans lien avec un
centre de consommation local (ex. hangar agricole isolé). Elles ne
présentent alors aucun avantage pour le système électrique. En effet, trop
peu importantes pour bénéficier d’économies d’échelle, elles nécessitent
quand même des adaptations importantes et le plus souvent des créations
d’éléments de réseaux.
c)
Des effets possibles sur le réseau de transport
Le développement d’une production en basse tension sur un
ensemble de sites de petite taille, même dispersés, peut nécessiter, à partir
d’un certain point, des besoins de renforcements sur le réseau de transport
lui-même.
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76
COUR DES COMPTES
Les échanges électriques franco-allemands mesurés en 2011 sont, à
ce titre, particulièrement illustratifs. Lorsque les productions éoliennes et
photovoltaïques allemandes doivent être évacuées, elles font appel aux
infrastructures du réseau de transport et aux interconnexions. Ainsi, les
importations françaises d’électricité correspondent exactement aux pics
de productions de ces deux énergies.
Graphique n° 11 : évolution du solde des échanges d’électricité avec
l’Allemagne et de sa production éolienne et photovoltaïque
d)
La sécurité de l’exploitation
L'exploitant d'un réseau est légalement responsable de la sécurité
de son exploitation sur les personnes et les biens. Il doit s'assurer en
particulier qu'en cas de défaut, le réseau soit automatiquement mis hors
tension. Pour cela, les distributeurs ont déployé depuis des années des
automatismes de protection, qui, d'une façon plus complexe, remplissent
la fonction des disjoncteurs et interrupteurs automatiques de l’amont
(haute tension) vers l’aval (basse tension). Avec le développement de
capacités de production décentralisées et la circulation de l’électricité de
l’aval vers l’amont, ces automatismes ne suffisent plus. Les dispositifs de
sécurité doivent donc également être révisés.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
77
2 -
Une gestion de l’intermittence à mettre au point
Certains dispositifs existent aujourd’hui pour faciliter l’intégration
des énergies renouvelables sur le réseau électrique, mais ils ne sont pas
toujours opérationnels et restent coûteux.
a)
Les installations de back-up
Quand la production des énergies intermittentes est insuffisante,
les gestionnaires de réseaux doivent pouvoir compter sur des unités de
production, dites de
back-up
, pouvant démarrer quasi-instantanément ou
avec un court préavis. Aujourd’hui, seules les centrales hydrauliques avec
stockage ou les centrales au fioul sont en mesure de répondre à la
demande (« réserves à chaud » c'est-à-dire avec un court préavis). Les
centrales au charbon ou au gaz peuvent, quant à elles, intervenir en
quelques heures (« réserves à froid »). Ces moyens font appel, pour la
plupart, à des énergies fossiles, émettrices de CO
2
.
Dans son bilan prévisionnel 2012, le réseau de transport
d’électricité (RTE) prévoit à l’horizon 2030 dans son scénario de
référence, 16 GW de moyens de pointe (fioul, TAC et effacements de
consommation),
contre
10,2
GW
en
2012.
Pour
autant,
selon
RTE, aucune étude sérieuse sur les besoins de développement des
réserves « à chaud » ou « à froid » n’a encore été menée permettant
d’estimer, pour France, le coût des unités de
back-up
induites par le
développement des énergies renouvelables.
b)
Le stockage de l'énergie
En permettant d'absorber les excédents de production pour les
restituer dans les périodes de forte consommation, le stockage peut
apporter une contribution à la gestion technique des problèmes liés à
l'intermittence. Il peut également être un outil d'optimisation économique
en permettant des arbitrages entre des périodes présentant des coûts
différenciés pour les opérateurs opérant sur le marché.
Les techniques de stockage sont très variées et peuvent se diviser
en cinq grandes familles
104
:
-
l’énergie
mécanique
potentielle
(barrage
hydroélectrique,
Station de Transfert d’Energie par Pompage ou STEP, STEP en
façade maritime, stockage d’énergie par air comprimé ;
-
l’énergie mécanique cinétique (volants d’inertie) ;
104
Source : rapport énergies 2050.
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78
COUR DES COMPTES
-
l’énergie électrochimique (piles, batteries, condensateurs,
vecteur hydrogène, supercapacités) ;
-
l’énergie magnétique (stockage d’énergie magnétique par
bobine supraconductrice) ;
-
l’énergie thermique (chaleur latente ou sensible).
En
considérant
le
coût
d’investissement
des
différentes
technologies, rapporté à leur capacité de stockage (€/kWh) en 2011, les
stockages par eau (STEP) et air comprimé en caverne apparaissent les
moins coûteux (moins de 200 €/KWh alors que les batteries classiques
ont un coût estimé entre 500 et 1 500 €/KWh et les batteries Nickel Métal
Hybride (NiMH) par exemple, atteignent entre 400 et 1500 €/KWh).
c)
Les « réseaux intelligents » ou « smart grids »
La gestion des tensions entre offre et demande peut également
passer par une modulation de la consommation, qui peut aller de sa
programmation à des moments favorables, jusqu’à son effacement avec
ou sans substitution par d’autres énergies (ex. chauffage bois, etc.).
Plusieurs mécanismes incitatifs ont depuis longtemps été mis en place
(options tarifaires heures creuses/heures pleines
105
, effacement jour de
pointe (EJP), TEMPO, contrats bilatéraux entre consommateur et
fournisseur). L’ajustement peut aussi se faire en intervenant sur la
production d’électricité renouvelable, dont les variations peuvent être
brutales.
Or, les responsables de réseaux ne disposent pas aujourd’hui de
dispositifs
permettant
de
commander
les
installations
d’énergies
renouvelables.
Les
réseaux
intelligents
doivent
donc
permettre
d’améliorer la gestion des flux en agissant à la fois sur la consommation
et sur la production. Ils reposent sur le principe de la mise en réseau
d’outils relevant des nouvelles technologies de l’information et de la
communication (capteurs, calculateurs, etc.), capables de communiquer
entre eux en permanence.
105
Selon RTE, la réduction de consommation des consommateurs raccordés aux
réseaux de distribution générée par les options EJP et Tempo s’élève globalement à
2 800 MW (effet complémentaire de réduction des pertes inclus). Les clauses
d’effacement contractuel hors tarifs réglementés, qui concernent aujourd’hui surtout
des établissements industriels très gros consommateurs offrent un potentiel
d’effacements supplémentaires estimé à 1 000 MW. Enfin, le dernier appel d’offres
lancé par RTE sur le mécanisme d’ajustement, lancé fin 2010, a permis de
contractualiser des offres pour un volume total de 230 MW.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
79
Ces outils sont encore en phase expérimentale. Quatre appels à
manifestation d’intérêt ont été lancés par l’ADEME, financés dans le
cadre des investissements d’avenir. À ce jour, seize projets ont été retenus
pour un engagement financier public de 88 M€.
d)
L’interconnexion des réseaux
L’interconnexion
des
réseaux
renforce
la
garantie
d’approvisionnement et permet d’évacuer l’excédent de production. À cet
égard, elle facilite l’intégration des énergies renouvelables. Elle rend
aussi les États plus solidaires les uns des autres.
Au niveau européen, le besoin en lignes supplémentaires très haute
tension (THT) pour accueillir les énergies renouvelables est estimé à
20 000 km d'ici 2020. En ce qui concerne la France, plusieurs projets de
création, renforcement ou mise à niveau d’interconnexions
106
sont à
l’étude,
mais
elles
ne
sont
toutefois
pas
liées
uniquement
à
l’augmentation de la part d’énergies renouvelables dans le
mix
énergétique.
Outre leur financement, qui repose
in fine
sur le consommateur,
ces
besoins
de
lignes
nouvelles
se
heurtent
à
des
difficultés
d’acceptabilité sociale. RTE estime ainsi entre 8 et 10 ans la durée
moyenne nécessaire pour construire une ligne à haute tension, dès lors
que la décision est prise. L’anticipation des besoins de développement
d’infrastructures le plus tôt possible est donc nécessaire.
3 -
Des difficultés maitrisées jusqu’à présent
Pour les gestionnaires de réseaux, responsables de l’équilibre entre
la production et la consommation, la gestion de l’intermittence ne pose
pas encore de difficultés majeures
107
. En effet, les énergies concernées
108
ne représentent encore qu’environ 8 % de la production électrique
française et la réalisation des objectifs fixés pour 2020, portant la part de
la production des énergies intermittentes à 10,3 %, ne devrait pas
modifier la situation. En revanche, la gestion des pointes de
consommation pourrait être plus difficile.
106
France avec Espagne, Italie et Belgique.
107
Dans certains cas, un seuil de « tolérance » a quand même été fixé pour
l’intégration d’énergies renouvelables dans le réseau, par exemple 30 % dans les
zones dites interconnectées.
108
Énergies éoliennes, solaires et hydraulique « au fil de l’eau », ce dernier dépendant
des variations des débits des cours d’eau.
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COUR DES COMPTES
Par ailleurs, en France, la diversité du régime des vents et
d’ensoleillement permet souvent de compenser la faiblesse de la
ressource dans une zone par sa disponibilité dans une autre. Cette
complémentarité est également saisonnière. L’hiver favorise plutôt la
production éolienne, le printemps et l’été la production photovoltaïque et
le printemps la production hydraulique.
En revanche sur les périodes de froid exceptionnellement intenses,
il subsiste des doutes sur la disponibilité réelle de la puissance éolienne.
RTE a toutefois constaté que la production d’énergie éolienne n’est pas
plus faible durant ces périodes, qui correspondent à des pics de
consommation, avec un facteur de charge moyen national proche de 25 %
(contre 23 % en temps normal) avec cependant une atténuation nettement
plus marquée dans la moitié Nord de la France. Le graphique ci-dessous
illustre les facteurs de charge enregistrés lors de la vague de froid de
février 2012 et souligne l’existence de plusieurs zones de vents en France
ce qui peut favoriser l’insertion éolienne dans le système électrique
français.
Graphique n° 12 : le foisonnement des vents entre le Nord et le Sud
au mois de février 2012
Source : réseau de transport d’électricité (RTE)
Enfin, Météo France développe des outils de prévision à une
journée qui laissent au gestionnaire du réseau RTE, responsable de
l’équilibre entre la production et la consommation, un délai suffisant,
selon le gestionnaire, pour mobiliser les moyens de production
nécessaires.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
81
C - Un
potentiel parfois limité
Considérées généralement comme illimitées, les sources d’énergies
renouvelables, à l’instar de la biomasse, de l’hydroélectricité ou l’énergie
solaire, peuvent néanmoins avoir une disponibilité limitée, être difficiles à
évaluer ou du moins soumises à la loi des rendements décroissants, les
gisements les plus productibles étant en général exploités en premier.
Enfin, elles peuvent parfois être mal adaptées au profil de consommation.
1 -
La biomasse : une ressource difficile à mobiliser et à évaluer
L’exploitation de la forêt est la principale source de biomasse
utilisée à des fins énergétiques. Celle-ci couvre 16,1 millions d’hectares
en France métropolitaine dont 67 % exploitables
109
. Elle fait pourtant
l’objet d’une sous-exploitation, constatée depuis trente ans de façon
récurrente
110
et consécutive aux difficultés d’organiser une filière bois
efficace
111
.
Le potentiel réellement disponible pour un usage énergétique est
très difficile à évaluer même si, selon les statistiques officielles, il serait
suffisant pour atteindre les objectifs de production d’énergies à partir de
sources biomasse à l’horizon 2020.
Enfin, le bois énergie ne représente qu’environ 7 % de la valeur
produite par la filière bois en France
112
. La forêt reste, en effet,
prioritairement exploitée pour alimenter les filières du bois d’oeuvre
(78 %) et d’industrie (15 %) et peut donc faire l’objet de conflits d’usage.
109
Selon l’Inventaire forestier national, cette proportion de la surface forestière est
considérée comme facile ou moyennement facile à exploiter. Seules la Corse,
Provence-Alpes-Côtes d’Azur (PACA) et Rhône-Alpes ont plus de 10 % de leurs
forêts non destinés à la production de bois (forêt de protection en montagne ou zones
forestières très difficiles d’accès).
110
Le premier rapport sur le sujet date de 1978 (rapport Meo-Bétolaud). Il a été suivi
par les rapports Duroure en 1982, Bianco en 1998, Juillot en 2003 puis Puech en
2009.
111
La forêt française est extrêmement morcelée. Les parcelles privées en représentent
75 %, dont le quart d’une surface inférieure à quatre hectares; la forêt domaniale 10 %
et les autres forêts publiques 15 %. Les propriétaires privés sont traditionnellement
peu enclins à exploiter leurs parcelles, soit pour des raisons des conditions
économiques, soit pour des raisons culturelles (utilisation pour la chasse notamment).
112
Sur la base de l’activité des entreprises de plus de vingt salariés (hors commerce),
soit 75 % des effectifs et 83 % du chiffre d’affaires de la filière.
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82
COUR DES COMPTES
2 -
L’hydroélectricité : un potentiel limité
Les dernières évaluations publiques du potentiel hydroélectrique
inexploité datent de 2006
113
et le situaient entre 25 et 30 TWh. Une étude
de l’Union Française de l’électricité l’estimait pour sa part à 10,6 TWh en
2011, dont près de 90 % produits par de nouveaux ouvrages.
De nombreux paramètres n’ont cependant pas été pris en compte,
notamment la faisabilité économique, l’amélioration technique des
centrales existantes et surtout la loi sur l’eau et les milieux aquatiques
(LEMA) de 2006, dont les effets ne pourront être réellement mesurés
avant janvier 2014
114
. Parallèlement, l’augmentation des débits réservés
115
sur cours d’eau pourrait réduire la production actuelle de 2 TWh d’ici
2020.
Après révision, le potentiel hydroélectrique théorique restant à
exploiter atteindrait donc seulement 2,5 TWh par an
116
.
3 -
L’énergie solaire : un meilleur rendement dans les régions du
Sud
La production solaire photovoltaïque, fortement dépendante des
conditions d’ensoleillement, n’est que partiellement adaptée aux courbes
de consommations de l’électricité en métropole. En été, la production est
corrélée à la courbe de consommation lors des pics méridiens mais ne
l’est plus lors du pic de dix-neuf heures. En hiver, avec un ensoleillement
six à sept fois inférieur, la production est faible le matin et peut être nulle
le soir, partiellement en décalage, là encore, avec la consommation.
Par ailleurs, les technologies photovoltaïques à concentration, non
matures, et thermodynamiques
117
sont prometteuses mais nécessitent un
fort ensoleillement qui n’est pas disponible partout.
113
Rapport sur
les perspectives de développement de la production hydroélectrique en
France de 2006
- DAMBRINE Fabrice - Ministère de l'économie, des finances et de
l'industrie ; ADEME et agences de l’eau.
114
Date de mise en oeuvre des dispositions de la loi sur le classement des cours d’eau.
115
Article L. 214-18 du code de l'environnement - Tout ouvrage transversal dans un
cours d’eau, notamment les 2 000 ouvrages dévolus à la production hydroélectrique,
doit laisser à l’aval de ce cours d’eau un
« débit minimal garantissant en permanence
la vie, la circulation et la reproduction des espèces »
présentes.
116
Évaluation de l’UFE d’octobre 2012.
117
Elles permettent de convertir le rayonnement solaire direct en chaleur utilisée
directement ou dans une centrale thermique pour produire de l’électricité.
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UNE CONJONCTION DE DIFFICULTÉS
83
__________
CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS
________
La
politique de développement des énergies renouvelables peine à
maintenir la trajectoire fixée dans le plan national d’action 2009 – 2011
et destinée à atteindre les objectifs que la France s’est fixés pour 2020.
Cette situation s’explique par les spécificités propres aux énergies
renouvelables, par des difficultés de mise en oeuvre de la politique, ainsi
que par un certain nombre de limites « physiques ».
La production d’énergie à base de sources renouvelables se heurte
encore à des coûts de production élevés, notamment en regard du prix de
l’énergie. Même si les variations peuvent être importantes d’une filière à
l’autre et au sein même d’une filière, les pouvoirs publics doivent
soutenir le développement des énergies renouvelables par des dispositifs
financiers (fiscalité, garantie d’achat, subventions à l’investissement) afin
de rentabiliser leur production. Or, la mise en oeuvre de ces dispositifs de
soutien est complexe et, lorsqu’ils sont évalués, d’efficacité variable.
Sur le plan réglementaire, les objectifs parfois contradictoires des
politiques de l’énergie, de la protection de l’environnement et de
l’urbanisme
compliquent
et
fragilisent
le
droit
encadrant
le
développement des énergies renouvelables, ce qui favorise les contentieux
et freine les projets.
L’État n’a pas su adapter son organisation, ce qui nuit à la
visibilité et au pilotage d’ensemble. Ce manque d’organisation est
particulièrement notable en ce qui concerne les dispositifs de contrôle,
alors que des cas de fraude au système de rachat ont d’ores et déjà été
constatés dans la filière solaire photovoltaïque.
Enfin, le développement des énergies renouvelables se heurte à
plusieurs limites physiques, dont l’organisation actuelle du système
électrique, mal adapté pour accueillir une part importante de sources
intermittentes, même si aucune difficulté majeure n’a été constatée
jusqu’ici. De même, la disponibilité des ressources reste limitée pour
certaines filières.
Compte tenu de ces difficultés, il convient d’évaluer plus
précisément les impacts de cette politique afin d’apporter, le cas échéant
les ajustements qui s’imposent.
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84
COUR DES COMPTES
En conséquence, la Cour émet les recommandations suivantes :
1.
mettre en place un dispositif centralisé de suivi statistique
permettant de donner toute la visibilité requise pour éclairer
les décisions, notamment en matière de connaissance des coûts
de production par filière, des emplois et des marchés ;
2.
simplifier le régime juridique applicable à la production
d’énergies renouvelables (géothermie, éolien terrestre) ;
3.
mettre en oeuvre une planification et une cartographie des
énergies renouvelables en tenant compte des contraintes de
raccordement aux réseaux électriques ;
4.
réserver les appels d’offres aux filières les plus en retard dans
la réalisation de leurs objectifs de capacité et aux installations
qui ne bénéficient pas d’un tarif d’achat fixé par arrêté, afin
d’éviter les effets d’aubaine
;
5.
organiser un dispositif de contrôle efficace des installations
bénéficiant d’un soutien public, notamment dans les filières
solaires et biomasse.
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Chapitre III
Le besoin de choix de long terme
soutenables
À l’heure où le Gouvernement recueille les conclusions du débat
sur la transition énergétique, la Cour souhaite appeler l’attention sur le
coût pour l’ensemble de la collectivité du soutien au développement des
énergies nouvelles. Ce coût doit être d’abord apprécié au regard du
bénéfice considérable que représentent une moindre émission de carbone
pour l’environnement et une plus grande indépendance énergétique pour
notre pays. Par ailleurs, les coûts doivent être également mesurés à l’aune
de l’impact de cette politique sur le marché de l’électricité, sur la
construction de filières industrielles et sur l’emploi.
Une telle politique ne peut donc que s’inscrire dans le long terme.
Afin d’en limiter la charge, et de faciliter les arbitrages nécessaires, dans
une période où l’accent doit être mis avant tout sur les économies
budgétaires, et sur la compétitivité de notre économie, cette politique doit
faire une place au marché, afin de limiter les risques de distorsion et les
effets de rente, et valoriser à son juste prix l’ensemble des externalités
induites, qui doivent être justement réparties entre les différentes parties
prenantes, producteurs et consommateurs.
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86
COUR DES COMPTES
I
-
Les coûts financiers pour la collectivité
A - Le coût des mesures de soutien
La charge du soutien aux énergies renouvelables est supportée par
la collectivité. Les mesures fiscales, les subventions à l’investissement,
les aides à la recherche et au développement le sont par les contribuables
alors que la compensation de la charge liée à l’obligation d’achat de
l’électricité et une partie des investissements sur les réseaux est payée
directement par les consommateurs sur leurs factures d’électricité.
1 -
Le financement par l’impôt
Le crédit d’impôt développement durable (CIDD) et la TVA à taux
réduit pour les logements anciens et les réseaux de chaleur urbains
118
,
constituent les outils de soutien au développement des énergies
renouvelables les plus coûteux, avec un coût cumulé de 9,1 Md€ entre
2005 et 2011. Le tableau suivant met en évidence la part prépondérante
du crédit d’impôt développement durable dans ce cumul.
118
Réseaux utilisant plus de 50 % d’énergies renouvelables. Cette disposition a été
abrogée à partir du 1
er
janvier 2012.
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LE BESOIN DE CHOIX DE LONG TERME SOUTENABLES
87
Tableau n° 9 : coût des principaux dispositifs fiscaux en faveur des
énergies renouvelables de 2005 à 2011
Cumul
M€
(1)
Coût moyen
annuel M€
Crédit d'impôt développement
durable
7 200
1 029
TVA à taux réduit pour les
travaux dans les logements de
plus de deux ans
1 800
(2)
257
TVA à taux réduit pour les
réseaux de chaleur urbains
utilisant
plus
de
50
%
d'énergies renouvelables
120
(3)
20
Source : Rapport à la commission de suivi du plan national d’action 2009 – 2020 et Cour
des comptes- N/A : non apprécié.
(1)
Euros courants.
(2)
Estimation
de la direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) sur la base des
investissements correspondants aux équipements de production d’énergie renouvelable
dans les logements anciens.
(3)
De 2006 à 2011.
D’autres dispositifs ont été utilisés (éco-prêt à taux zéro,
amortissement dégressif et exceptionnel, exonération des revenus tirés de
la vente d’électricité d’origine solaire, etc.) mais pour des sommes plus
modestes
119
.
2 -
Le financement du fonds chaleur par le budget de l’État
Entre 2009 et 2011, le fonds chaleur a engagé près de 628 M€ en
faveur du soutien aux énergies renouvelables
120
à travers des subventions
d’investissement allouées aux porteurs de projet. Le soutien aux
installations utilisant du bois, d’une part et aux réseaux de chaleur,
d’autre part, a représenté l’essentiel des crédits.
119
Respectivement 25 M€, 4 M€ et 0,5 M€ par an en moyenne ;
200 M€ pour la
période 2009 à 2012.
120
Dans des proportions très inférieures, le fonds chaleur finance également les
actions d’accompagnement (promotion, communication) (9 M€ en 2011) et
l’abondement du fonds de garantie géothermie (6,4 M€ en 2011).
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88
COUR DES COMPTES
Graphique n° 13 : les engagements du fonds chaleur entre 2009 et
2011- M€
Source : Cour des comptes -
Données ADEME Juin 2012
Sur la base des engagements constatés entre 2009 et 2011, le coût
du soutien par le fonds chaleur, rapporté à la tonne équivalent pétrole
(tep) produite, est très disparate entre les filières. Le coût du soutien au
solaire thermique atteint ainsi 10 941 €/TEP, très largement au-delà des
coûts du soutien à la géothermie (1 100 €/tep), la biomasse solide
(485 €/tep) ou encore le biogaz (240 €/tep).
3 -
Le coût de la recherche
Sur la période 2002 à 2011, les dépenses totales de recherche et
développement peuvent être estimées au moins à 1,7 Md€
121
. Elles
incluent des dépenses afférentes à des programmes qui ne concernent pas
spécifiquement les énergies renouvelables mais ont un lien avec leur
développement
122
. Sur la même période, les coûts de recherche
strictement limités aux énergies renouvelables sont estimés à environ
840 M€.
121
Cette estimation est une fourchette basse. En effet, d’une part, de 2002 à 2008, en
raison de l’indisponibilité des données, les dépenses de développement industriel
d’OSEO n’étaient pas incluses ; d’autre part, la variété des modes de financement des
dispositifs ne permet pas un suivi précis des montants alloués sans effectuer de
retraitements et donc impliquer des marges d’erreurs.
Cf.
tableau en annexe n° 10.
122
Notamment les recherches sur des technologies de stockage.
315,9
2,1
51,3
46,9
211,6
Bois
Méthanisation
Géothermie
Solaire
Réseaux de chaleur
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89
Depuis 2009 et sous l’effet de la mise en oeuvre du programme
« Investissements d’avenir », les montants alloués à la recherche et au
développement de la totalité des domaines atteignent annuellement
environ 300 M€, en augmentation continue et, entre 125 M€ en 2010 et
200 M€ en 2012, pour les domaines strictement relatifs aux énergies
renouvelables.
Comparé à d’autres pays, l’effort de recherche français occupe une
place médiane mais la France reste distancée en valeur absolue par
d’autres grandes puissances économiques (Allemagne, Japon, États-
Unis).
Tableau n° 10 : montant des dépenses de R&D de 2002 à 2010 de
plusieurs pays – Euros constants (base €/$ 2010)
En M€ (valeur et taux de
change €/$ de 2010)
Royaume-
Uni
Corée
France
Italie
Allemagne
Japon
États-
Unis
Energies renouvelables
623,1
458,6
628
528,8
994,5
1 636,7
4 476,9
dont solaire
103
201,5
280,3
427
469,3
760,7
1 143
dont éolien
174,5
107
16,8
14,4
176,7
80,3
400,3
Hydrogène
et
piles
à
combustible
73,5
226,8
399,7
98,6
181,8
1 213,9
1 677,4
Autres technologies énergie
et stockage
84,5
261
106,7
643,8
146,9
794,6
1 727,5
Autres
recherches
de
rupture technologique
81,4
74,1
147,6
201,1
727,1
598,4
6 728,8
Total général
1 140
1 329
1 579
1 913,6
2 696,4
5 084,7
16 154
Source : Agence internationale de l’énergie (AIE)
4 -
Le coût des appels d’offre pour la construction d’installations
produisant de l’électricité à base de biomasse
Selon le taux d’actualisation retenu
123
, la fourchette des coûts des
trois appels d’offres de 2006, 2009 et 2010 est très large et se situe entre
117 €/tep et 199 €/tep pour un cumul de charges de contribution au
service public de l’électricité (CSPE) correspondantes qui peut être
évalué à 4,2 Md€ sur la période 2007 à 2020 selon le scénario le plus
favorable
124
.
123
5,1 %, 8 % et 11 % - Valorisation sur 20 ans.
124
Il ne s’agit que d’une estimation. En effet, les installations réalisées d’ici 2020,
d’une durée de 20 ans, continueront de bénéficier des contrats d’achat au-delà de 2020
et, en revanche, d’autres contrats d’achat prendront fin dans cette période. En outre,
avec un taux de réalisation de 30 % des projets, l’estimation des charges de CSPE
globales associées aux installations mises en service entre 2009 et 2020 ne peut être
précisément évaluée.
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5 -
Les charges de service public de l’électricité relatives aux
énergies renouvelables
La part des énergies renouvelables dans la contribution au service
public de l’électricité (CSPE)
125
est élevée et est estimée en 2013 par la
Commission de régulation de l’énergie (CRE) à 3 Md€, soit près de 60 %
de la CSPE totale. Elle a rapidement augmenté depuis 2009.
Tableau n° 11 : charges pour contribution de service public –
énergies renouvelables – métropole et zones non interconnectées
En M€
2009
2010
2011
2012 (1)
2013 (1)
Total CSPE
2 686,5
2 654,5
3 569,2
4 260,8
5 123,5
Dont électricité renouvelable
582,2
758,3
1 464
2 223
3 014,7
Photovoltaïque
66,1
250
901,1
1 527
2 107
Eolien
323,9
350
404,5
500,9
567,2
Hydraulique
117,7
83
65,3
65,1
117
Biomasse
73
75
90,1
123,5
219,4
dont biomasse solide
20,9
30
47,6
82,7
118,8
dont biogaz
25,6
31
37
42,3
85,1
dont incinération d’ordures ménagères
26,5
14
5,5
- 1,5
15,5
Géothermie
1,6
0,3
3,1
6,4
4,1
Source : délibérations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE)
(1) Estimations CRE
Les filières solaire, éolienne et biomasse sont les trois filières qui
bénéficient le plus de la CSPE ; pour autant, elles n’ont pas le même
poids dans la production.
125
La contribution au service public de l’électricité (CSPE) vise à compenser, depuis
2003, les charges de service public supportées par les fournisseurs historiques
d’électricité
c'est-à-dire :
les
surcoûts
de
production
dans
les
zones
non
interconnectées (ZNI) dus à la péréquation tarifaire, les coûts dus aux dispositifs
sociaux institués en faveur des personnes en situation de précarité et les surcoûts dus
au soutien à la cogénération et aux énergies renouvelables. Pour une analyse détaillée
du mécanisme de la CSPE, lire, sur son site Internet, le rapport de la Cour des
comptes de juillet 2012 réalisé à la demande de la commission d’enquête du Sénat sur
le coût réel de l’électricité.
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91
Tableau n° 12 : estimation de la part des filières solaire, éolienne et
biomasse dans la CSPE et dans la production d’électricité
renouvelable en 2011
Solaire
Eolien
Biomasse
Montant
CSPE
énergies
renouvelables (M€)
901,1
404,5
90,1
Production (GW/h)
1 803
11 762
4 522
CSPE énergies renouvelables
500 €/MWh
34 €/MWh
20 € MW/h
Part
dans
la
CSPE
énergies
renouvelables
62 %
28 %
6,10 %
Part dans le
mix
électrique à base
d’énergies renouvelables*
2,70 %
15,30 %
6,30 %
Source : Cour des comptes
* Pour la biomasse seule la production électrique est prise en compte
Ainsi, comme le montre le tableau précédent, la filière solaire a,
jusqu’à présent et en dépit de sa contribution modeste à la production
d’électricité, capté une part prépondérante de la CSPE, loin devant la
filière éolienne. En revanche, la biomasse représente une part
relativement limitée si on la compare aux deux autres filières.
L’engagement
de l’État à l’égard d’EDF
Malgré l’augmentation de la charge réelle supportée par les
fournisseurs historiques, le montant de la CSPE n’a pas été réévalué de 2004
à 2010. La dernière valeur arrêtée (4,5 €/MWh en 2005) a, en effet, été
reconduite de façon automatique d’une année sur l’autre. À partir de 2009,
elle n’a pas permis de couvrir l’intégralité des charges supportées par EDF
alors que les autres opérateurs ont été intégralement compensés.
À partir de 2011, sur la base d’une nouvelle disposition légale
126
, le
montant unitaire de la CSPE acquittée par les consommateurs a pu être
augmenté. Il a ainsi été porté à 7,5 €/MWh en 2011, 10,5 €/MWh en 2012 et
13,5 €/MWh en 2013. Ces montants ont encore été insuffisants pour
rembourser la charge effectivement supportée par les fournisseurs.
126
Article L.121-13 du code de l’énergie relatif à la fixation de la contribution unitaire
de CSPE : « Le ministre chargé de l’énergie fixe chaque année ce montant par un
arrêté pris sur proposition de la Commission de régulation de l’énergie.
L’augmentation du montant de la contribution peut être échelonnée sur un an. À
défaut d’arrêté fixant le montant de la contribution due pour une année donnée avant
le 31 décembre de l’année précédente, le montant proposé par la Commission de
régulation de l’énergie en application de l’alinéa précédent entre en vigueur le
1er janvier, dans la limite toutefois d’une augmentation de 0,003 €/kWh par rapport
au montant applicable avant cette date ».
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COUR DES COMPTES
Un arriéré de 4,9 Md€ s’est ainsi constitué. Selon les termes d’un
accord conclu début 2013 entre EDF et l’État, il sera compensé avant le
31 décembre 2018 par une augmentation de la CSPE.
Le montant de la CSPE est appelé à augmenter à moyen terme
pour couvrir les arriérés de paiement à l’égard d’EDF mais aussi les
charges nouvelles.
Le niveau de la CSPE constaté à ce jour est la conséquence des
dérives
passées,
notamment
dans
la
filière
photovoltaïque.
Les
conséquences de la bulle de 2009-2010
créée dans cette filière, seront
lissées par la prise en compte des contrats d’achat conclus sous les
nouvelles modalités tarifaires de 2011. La part du solaire photovoltaïque
restera toutefois très élevée au regard de sa participation à la production
d’électricité renouvelable.
Finalement, à l’horizon 2020, le montant de la CSPE nécessaire
pour compenser le surcoût de l’électricité renouvelable devrait atteindre
entre 7 et 8,6 Md€ par an selon la CRE, EDF et la DGEC, soit, entre
45,1 € et 55,4 € par MW/h d’électricité renouvelable, sur la base des
objectifs de production d’électricité prévus en 2020 dans le plan d’action
national (155 TW/h). Pour les consommateurs, cela représente une charge
comprise entre 18,42 €/MWh et 22,63 €/MWh en 2020
127
.
À
qui faire supporter la CSPE ?
L’intégralité
de
la
CSPE
est
aujourd’hui
supportée
par
les
consommateurs d’électricité, au prorata de leur consommation. En 2013,
selon la CRE, la charge de CSPE globale représentait 16 % de la facture
annuelle moyenne TTC d’un client résidentiel
128
.
Les consommateurs d’électricité assurent donc le financement des
énergies renouvelables dont le développement vise, entre autres, à réduire les
émissions de gaz à effet de serre. Or, la production d’électricité en France
aujourd’hui est peu carbonée en raison de la part du nucléaire dans cette
dernière.
Une
réflexion
concernant
l’élargissement
de
l’assiette
de
financement
intégrant la consommation des énergies polluantes pourrait être
envisagée.
127
Estimations DGEC sur la base d’une charge de CSPE pour le soutien des énergies
renouvelables de 7 Md€ et d’une assiette de contribution de 380 TW/h.
128
Source : délibération de la CRE 9 octobre 2012 portant proposition relative aux
charges de service public de l’électricité et à la contribution unitaire pour 2013. Le
montant de CSPE pris en compte est global : énergies renouvelables, cogénération,
péréquation tarifaire et dispositions sociales, et inclut les régularisations de charges
2011 (2,1 Md€ sur 7,2 Md€).
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93
Dans son rapport public annuel de 2011, la Cour formulait déjà une
recommandation visant à réexaminer le principe du financement des charges
de CSPE sur le consommateur d’électricité
129
. Elle n’a pas été appliquée à ce
jour.
6 -
Les coûts complets du soutien aux énergies renouvelables
Selon les estimations effectuées par la Cour, les dépenses
supportées par la collectivité pour le développement des filières
d’énergies renouvelables dans la production d’électricité et de chaleur,
s’élèvent au total à 19,5 Md€ depuis 2005, en incluant les prévisions de la
part
2013
de
la
CSPE
relative
aux
énergies
renouvelables,
particulièrement élevée.
Comme le précise le tableau suivant, la contribution au service
public de l’électricité (CSPE) le crédit d’impôt développement durable
(CIDD) et la TVA à taux réduits pour les travaux d’amélioration des
logements anciens sont les trois sources de coûts les plus élevées pour la
collectivité
130
.
129
Cour des comptes,
Rapport public annuel 2011
. Tome I. La compensation des
charges du service public de l’électricité, p. 279. La documentation française,
disponible sur www.ccomptes.fr
130
L’hydroélectricité présente pour sa part une particularité. L’absence de mise en
concurrence des concessions a pour conséquence la non application de la redevance
instaurée par la loi de finances rectificative pour 2006, avec une perte nette pour les
finances publiques d’autant plus grande que le retard s’accroit. À ce jour et en raison
des prévisions de renouvellement, la perte cumulée pourrait atteindre 350 M€ voire
600 M€ à l’horizon 2020.
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COUR DES COMPTES
Tableau n° 13 :
coût total de la politique de soutien aux énergies
renouvelables pour la période 2005 à 2011
En M€
Soutien aux
énergies
renouvelables
non réparti
Hydraulique
Eolien
Biomasse
Géothermie
Solaire
Total
CSPE
116
391
1 318
265
5
1 226
3 321
CIDD
2 394
1 425
1 476
1 866
7 161
TVA taux réduit pour les
travaux d’amélioration des
logements anciens
1 800
1 800
Recherche et développement
162
16
302
31
274
785
Fonds chaleur
530
51
47
628
CPER
25
1
2
146
13
140
327
TVA taux réduit pour la
construction
de
réseau
d'alimentation
en
énergie
renouvelable
120
120
FEDER
9
1
61
65
136
Programme ADEME Bois–
énergie 2000-2006
29
29
Total
4 617
402
1 338
2 757
1 576
3 617
14 307
Source : Cour des comptes
-La CSPE « toutes énergies » correspond aux montants des années 2005 et 2006 qu’il n’a pas été
possible de ventiler totalement.
-S’agissant des incitations fiscales, seuls le CIDD et la TVA ont été ici retenues en raison du
rapport direct qui a pu être réalisé entre leur coût et
le soutien aux énergies renouvelables, ce qui
n’a pas été le cas pour les autres moyens fiscaux de soutien.
-Le CIDD soutenait également les pompes à chaleur aérothermiques jusqu’en 2008 inclus. Le
montant estimé correspondant a été inscrit dans la colonne « toutes énergies ».
-Seules des dépenses de recherche relatives aux énergies renouvelables et au stockage de
l’énergie ont été ici retenues.
Une mauvaise connaissance du coût du soutien par les collectivités
locales
Les collectivités locales ont la possibilité d’intervenir en faveur des
énergies
renouvelables,
soit
directement,
en
devenant
elles-mêmes
producteurs de chaleur ou d’électricité, soit par des mesures de soutien
variées, telles que des subventions à l’investissement, des prêts et avances. Il
n’existe cependant aucun suivi centralisé des actions menées au niveau local
en faveur des énergies renouvelables, ni de leur coût. Le recensement de
toutes les actions et dépenses publiques des collectivités locales dans ce
domaine n’est pas possible sauf à en faire l’inventaire exhaustif.
Aujourd’hui, seule une estimation du soutien des collectivités locales
est disponible par le suivi des contrats de projet État-régions (près de 200 M€
sur la période 2007 à 2011). Elle n’inclut toutefois pas toutes les dépenses
affectées
aux
énergies
renouvelables
dont
certaines
ne
sont
pas
contractualisées.
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95
Sur la période 2005 à 2011, le soutien aux filières renouvelables a
connu une augmentation progressive et significative, essentiellement en
raison de la hausse de la CSPE liée aux énergies renouvelables. Il dépasse
14 Md€ au total.
Tableau n° 14 : évolution du coût des principaux dispositifs de
soutien aux énergies renouvelables de 2005 à 2011
En M€
2005
2007
2011
Contribution au service public de l’électricité
89
323
1 464
Crédit d’impôt Développement durable
339
1 092
659
TVA
taux
réduit
pour
les
travaux
d’amélioration des logements anciens*
257
257
257
Fonds chaleur
-
-
231
Recherche et développement
43
80
200
Total
728
1 752
2 811
Source : Cour des comptes
*Estimation de la valeur moyenne annuelle sur un total de 1800 M€.
Mais cette progression du soutien apparait encore limitée au regard
de celle enregistrée pour la seule CSPE en 2012 et en 2013 selon la
Commission de régulation de l’énergie (CRE). En effet, le montant de la
CSPE,
pour
chacune
de
ces
deux
années,
pourrait
atteindre
respectivement 2,2 Md€ et 3 Md€, dont 2,1 Md€ pour la filière solaire
photovoltaïque.
A l’horizon 2020, à partir des estimations recueillies par la Cour
131
,
sans bouleversement de la politique de soutien menée jusqu’à présent, le
volume global de la CSPE liée aux énergies renouvelables peut être
estimé à environ 40,5 Md€ pour la période 2012-2020 (9 ans) contre
3,3 Md€ pour la seule période 2005-2011 (7 ans).
131
Délibération de la CRE du 9 octobre 2012 portant proposition relative aux charges
de service public, pour l’année 2012 - Rapport de la CRE sur le fonctionnement des
marchés de détail français de l’électricité et du gaz naturel 2011-2012, pour la période
2013 à 2017 - Estimations DGEC pour les années 2018 à 2020.
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COUR DES COMPTES
À cette somme s’ajouteront des dépenses fiscales et budgétaires
ainsi que celles relatives à l’effort public de recherche et développement.
Parallèlement, à cet horizon, les parts que prendront les différentes
filières dans la production d’énergie renouvelable évolueront peu. Seule
l’hydraulique devrait baisser significativement (de 30,2 % à 16,9 %).
L’éolien devrait progresser (de 6,2 % à 15,2 %) ainsi que la biomasse
(2,5 % à 4,5 %).
Les filières solaires et géothermiques resteront donc, si rien ne
change, de gros consommateurs de fonds publics pour une part très faible
dans la production d’énergie.
B - Le coût de l’intégration aux réseaux électriques
1 -
Les coûts globaux d’intégration sont à préciser
L’intégration des productions renouvelables, notamment éoliennes
et photovoltaïques, aux réseaux électriques nécessite des investissements
(lignes nouvelles, postes de raccordements, etc.) qui sont estimés
globalement à 5,5 Md€ à l’horizon 2020 par les deux gestionnaires
principaux, RTE et ERDF.
RTE évalue à environ 1,2 Md€, le montant des charges de
raccordement et de renforcement du réseau de transport nécessaires à
l’intégration des 19 GW d’éolien terrestre et 8 GW de solaire anticipés.
Sur ce montant, l’entreprise considère que la part qui devra être financée
via le Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE)
132
s’élève à 480 M€. Avec un facteur de charge de 25 %, le coût
d’intégration au réseau de transport atteindrait 177,8 M€/GW.
Pour sa part, ERDF évalue le coût d’adaptation du réseau de
distribution à 4,3 Md€, soit 300 M€/GW pour le photovoltaïque et à
100 M€/GW pour l’éolien terrestre.
Dans la pratique, ces coûts moyens d’intégration peuvent être très
variables selon le type de projet, la puissance de la production, les
conditions locales de consommation, la configuration du réseau existant,
et la densité des productions déjà raccordées dans la zone. Ainsi, ERDF a
calculé le coût moyen de l’insertion du photovoltaïque selon la
132
Le TURPE est un tarif administré destiné à rémunérer les gestionnaires de réseau
pour le transport et la distribution d’électricité. Il est facturé aux consommateurs et
représente un peu plus de 40 % du prix de l’électricité facturé.
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97
localisation des installations de production et les résultats peuvent alors
varier dans des proportions allant de un à six. La CRE confirme que les
paramètres retenus modifient très fortement les évaluations. Ses propres
calculs ont d’ailleurs abouti, en 2011
133
, à une estimation deux à trois fois
inférieure à celle d’ERDF.
À titre de comparaison, les coûts d’intégration des énergies
renouvelables dans les réseaux en Allemagne sont aujourd’hui beaucoup
plus élevés.
L’Allemagne
134
doit, en effet, faire face à des investissements
indispensables d’ici 2022 dans les réseaux pour un montant évalué par les
gestionnaires entre 19 et 23 Md€
135
, sans compter le coût du raccordement
des parcs éolien en mer qui pourrait atteindre 12 Md€
136
.
2 -
Un mode de financement qui reste insatisfaisant
Jusqu’à l’entrée en vigueur de la loi Grenelle II de 2010, le coût
(moins une réfaction de 40 %) était entièrement supporté par le premier
demandeur de raccordement. Les producteurs qui se raccordaient
postérieurement bénéficiaient de la préexistence de l’ouvrage.
Depuis 2010, un décret prévoit que les coûts de raccordement sont
mutualisés à 100 % sur l’ensemble des demandeurs. En pratique, RTE
élabore des schémas régionaux de raccordements aux réseaux qui tiennent
compte des moyens de production d’énergies renouvelables prévus. Les
capacités d’accueil sont alors réservées pour dix ans et les coûts
prévisionnels d’investissement sont ensuite divisés par la puissance
prévue dans les schémas régionaux climat air énergie (SRCAE), pour
obtenir un forfait par mégawatt qui est facturé à chaque producteur
désirant se raccorder.
133
Consultation publique de la CRE du 6 mars 2012 sur la structure des tarifs
d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité.
134
Pour mémoire, la production électrique en 2010 s’est élevée en France à 564 TWh
et en Allemagne à 622 TWh. La différence d’évaluation n’est donc pas liée au niveau
de production.
135
Selon une étude de
KfW-Research Akzente
(Nr. 48, August 2011) –
« Energiewende in Deutschland – Ein Einstieg in das postfossile Zeitalter ? »
, les
estimations construites en regroupant un ensemble d’études antérieures à la
catastrophe de Fukushima l’évaluent entre 10 et 29 Md€.
136
Le raccordement des parcs éoliens en mer français ne nécessite pas, contrairement
à l’Allemagne, de construction de nouvelles lignes haute tension à terre ; seul
l’acheminement jusqu’aux postes électriques côtiers est nécessaire.
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98
COUR DES COMPTES
Cependant, toutes les régions n’ont pas encore élaboré leur schéma
régional climat air énergie
137
, bloquant la réalisation des schémas de
raccordement.
Par ailleurs, à défaut d’une définition précise des lieux
d’implantation des installations, l’évaluation des coûts d’adaptation du
réseau est plus large. En outre, les capacités de production envisagées
peuvent finalement ne pas être réalisées. Les forfaits calculés sur la base
des SRCAE sont donc très approximatifs et pourraient s’écarter
significativement des sommes réellement dépensées par les gestionnaires
de réseau, soit à leur bénéfice, soit à celui des producteurs.
C - La France est cependant en meilleure position que
ses partenaires européens
La stratégie française, qui a parfois pu être décrite comme trop
mesurée par rapport notamment à l’enthousiasme allemand et espagnol,
lui épargne encore pour l’instant les difficultés de financement auxquelles
ces pays se trouvent confrontés.
En effet, l’Allemagne, l’Espagne, l’Italie et le Danemark ont
principalement développé les énergies éolienne et hydraulique depuis les
années 2000 et l’énergie solaire photovoltaïque depuis 2006. Leur
politique a entrainé une forte augmentation de la proportion des énergies
renouvelables mais avec, en contrepartie, de très importants coûts de
soutien,
notamment
en
raison
du
développement
de
l’énergie
photovoltaïque
depuis
2009.
Les
surcoûts
répercutés
sur
les
consommateurs ont ainsi atteint des niveaux très élevés en 2012 :
13,9 Md€ en Allemagne et 20,4 Md€ prévus en 2013 dont la moitié est
liée au solaire photovoltaïque, 9 Md€ en Italie, 8 Md€ en Espagne
138
.
Dans ce contexte, ces pays ont révisé à la baisse les tarifs garantis
depuis 2011 et essayé diverses formules
139
, avec plus ou moins de succès.
L’Espagne, comme la France, a dû recourir à un moratoire pour tenter de
mettre fin aux dérives de son système de soutien.
137
Début 2013, seulement quatorze sur vingt-six ont été achevés.
138
La dette cumulée par l’Espagne au titre du soutien aux énergies renouvelables a
atteint 30 Md€ en 2012, soit 3 % du PIB.
139
Cf
. Annexe n° 13.
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99
II
-
Les impacts socio-économiques
A - La déstabilisation du marché électrique
Du fait des interconnexions qui facilitent les échanges entre les
réseaux, le marché de l’électricité est devenu européen. L’équilibre global
du marché électrique est ainsi mieux assuré. Il n’a toutefois pas été
organisé sur cette base européenne, qui reste à construire.
C’est ainsi que la montée en puissance des énergies renouvelables
a des effets économiques qui n’avaient pas été anticipés par certains pays,
notamment l’Allemagne.
En raison de l’injection obligatoire de l’électricité produite à base
de sources renouvelables sur le réseau
140
, des situations de surproduction
peuvent en effet apparaitre et provoquer une baisse des prix de
l’électricité sur le marché de gros. Ce dernier n’a donc pas besoin de faire
appel à des centrales à coût marginal élevé (charbon, gaz, fioul) qui
deviennent moins rentables et dont la production est, pour certaines
centrales à gaz en Europe, suspendue voire arrêtée définitivement
141
, alors
qu’elles sont indispensables pour le
back-up
.
Le phénomène peut alors aboutir à des rémunérations négatives de
l’électricité, les producteurs préférant payer pour écouler leur production
qu’arrêter leurs installations pour les relancer ultérieurement, ce qui leur
coûterait plus cher. Ainsi, les prix de l’électricité sur le marché
spot
ont
atteint à plusieurs reprises des valeurs négatives au cours du mois de
décembre 2012. À l’inverse, des prix extrêmement élevés peuvent
apparaître pendant les pointes de consommation en l’absence de
productions éoliennes ou photovoltaïques par manque de vent ou de
soleil, en raison d’insuffisance de capacités thermiques classiques
d’appoint.
Les raisons de ces anomalies résident principalement dans le fait
que les producteurs d’énergies renouvelables ne sont pas soumis aux
fluctuations des prix du marché puisque le prix d’achat de leur électricité
est garanti.
140
En Allemagne, les gestionnaires de réseaux ont l’obligation d’accepter la
production d’électricité de source renouvelable.
141
L’exploitation du gaz de schiste aux États-Unis entraine une exportation massive
de charbon par ce pays qui fait chuter les cours, notamment en Europe, rendant le gaz
moins compétitif.
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100
COUR DES COMPTES
B - Des filières industrielles encore fragiles
1 -
La filière française photovoltaïque : une filière en mauvais
état
a)
Les industriels français sont peu présents sur le marché mondial
Le marché mondial de la filière solaire photovoltaïque a augmenté
environ de 60 % par an sur la dernière décennie. À la fin de l’année 2011,
la puissance cumulée installée atteignait 70 GW, principalement en
Europe et notamment en Allemagne et Italie, ces deux pays totalisant
55 % de la puissance mondiale. Le potentiel de croissance du marché
mondial du photovoltaïque est considéré par tous les analystes comme
très important sur le long terme (17 % de croissance moyenne annuelle du
marché jusqu’en 2020
142
).
Pour l’Europe, les scénarios varient de 100 à 160 GW à l’horizon
2016
143
.
Sur ce marché en pleine croissance, l’amont de la filière
photovoltaïque échappe aux industriels français. Fin 2010, la France
comptait en effet quinze fabricants de modules et/ou de cellules sur le
territoire, peu intégrés et de tailles modestes, représentant moins de 0,5 %
de la capacité mondiale de production. En revanche, la plupart des
entreprises françaises du secteur, petites ou moyennes entreprises locales,
se situent sur les créneaux de l’aval de la filière qui représente entre 50 et
70 % de la chaîne de valeur
144
.
142
Portant, à cet horizon, la puissance installée cumulée mondiale à 200 GW selon
IRENA,
Renewable energy technologies : cost analysis series
. Volume 1 –
Solar
photovoltaïcs.
Juin 2012.
143
European photovoltaïcs association
(EPIA) :
global market outlook for
photovoltaïcs until
2016 (Mai 2012).
144
L’aval de la filière inclut les intégrateurs de système, les développeurs
d’installations clés en main et les producteurs d’électricité photovoltaïque eux-mêmes,
les équipementiers, les fabricants de structures support, les fabricants de matériel
électrique et/ou d’onduleurs, fabricants de solutions de stockage et fabricants de
solutions de recyclage.
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101
Conséquence de ce positionnement des industries françaises sur
l’aval de la filière et de la concurrence essentiellement chinoise sur la
partie amont, la filière photovoltaïque, fortement soutenue, contribue au
déséquilibre de la balance commerciale pour un montant évalué à près de
2,1 Md€ en 2011
145
.
b)
La bulle photovoltaïque a freiné la filière
En raison du moratoire sur l’obligation d’achat décidé en décembre
2010, des projets d’une puissance cumulée de 3,3 GW
146
ont perdu le
bénéfice de l’obligation d’achat aux anciennes conditions tarifaires mais
seuls 0,4 GW de projets ont été abandonnés. Les nouvelles dispositions
sont donc apparues encore suffisamment attractives aux porteurs de
projets.
La puissance raccordée au cours de l’année 2012, 1,1 GW, a
néanmoins baissé de 37 % par rapport à 2011, année record avec plus de
1,75 GW raccordés et le nombre des installations raccordées a diminué de
58 %. Le ralentissement a été particulièrement net au quatrième trimestre
de l’année 2012, avec un niveau de puissance raccordée (75 MW) revenu
à celui du quatrième trimestre 2008.
Le moratoire et les modifications tarifaires de mars 2011 n’ont
donc pas stoppé les projets photovoltaïques en France mais en ont réduit
le nombre.
145
912 M€ en 2009, 1660 € en 2010 et 2077 M€ en 2011 selon les Douanes - Données
CAF/FAB brutes de collecte pour des dispositifs photosensibles à semi-conducteur, y
compris les cellules photovoltaïques.
146
Sur les 6,4 GW en file d’attente fin 2010.
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COUR DES COMPTES
PV Alliance : l’échec d’un transfert technologique
Devant l’érosion des positions de Photowatt, acteur historique du
photovoltaïque installé dans le département de l’Isère et du fait de la
défaillance de son actionnaire, les pouvoirs publics ont souhaité développer
la filière industrielle française du photovoltaïque à partir de transferts
technologiques. La société PV Alliance a donc été créée en 2007 entre
Photowatt, EDF Energies nouvelles réparties et le Commissariat à l’énergie
atomique et aux énergies alternatives (CEA), pour mettre en oeuvre ce
partenariat stratégique. Un soutien principalement public de 46,5 M€ était
prévu, auquel s’ajoutaient 30 M€ apportés par les collectivités territoriales.
Alors que les recherches du CEA avançaient conformément aux
prévisions, l’accumulation de retards et les atermoiements des industriels,
dans un contexte très concurrentiel, ont voué ce projet à l’échec. La faible
réactivité de l’administration française dans la procédure d’instruction de la
Commission européenne au titre des aides d’État a retardé de vingt mois la
signature du contrat de financement d’OSEO, alors même que PV Alliance
était déjà sous-capitalisée. De même les industriels, souhaitant optimiser au
maximum le financement public, ont limité leur engagement en abandonnant
la technologie de rupture de l’hétérojonction au profit d’améliorations
marginales sur une technologie moins innovante.
Confiant dans le résultat de ses recherches mais aussi à la demande de
l’État, le CEA a repris à son compte le programme d’hétérojonction – et par
conséquent l’intégralité des dépenses –, avec le soutien de l’ADEME
(Investissements d’avenir) sous la forme d’une avance remboursable, dans
l’attente d’un nouveau partenariat industriel. Le dépôt de bilan de Photowatt,
fin 2011, a entrainé la cession, pour un euro symbolique, des équipements et
brevets afférents à ce programme de R&D ainsi que sa participation de 20 %
dans PV Alliance, à EDF Énergies nouvelles réparties, repreneur des actifs de
Photowatt. Au total, afin de sauvegarder l’emploi industriel, le groupe EDF
se trouve aujourd’hui à la tête d’une usine qui produit bien au-dessus des prix
de marché, avec de fortes incertitudes sur la valorisation future des
technologies développées, compte tenu du retard pris sur le numéro un
mondial du secteur.
L’échec de ce transfert technologique se traduit par une perte de
24,2 M€ pour le CEA, à laquelle s’ajoutent 65,1 M€ de financements publics,
soit une intensité d’aide publique supérieure aux prévisions, pour laquelle le
retour sur investissements apparaît à l’heure actuelle peu vraisemblable.
2 -
L’éolien en mer, un pari industriel risqué
Les plans industriels associés aux offres déposées dans le cadre du
premier appel d’offres sur l’éolien en mer de 2011 prévoient, s’agissant
d’EMF (consortium rassemblant EDF Énergies Nouvelles et Dong
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103
Energy Power), la construction d’une plateforme logistique à Brest et de
deux usines Alstom
147
et, s’agissant d’Ailes marines SAS, la construction
de deux usines AREVA au Havre
148
.
Les capacités industrielles d’AREVA et d’Alstom devraient
osciller entre cinquante et cent turbines par an mais l’activité générée par
le premier appel d’offres, deux à trois années seulement, ne suffira pas
pour rentabiliser les usines construites. La réalisation de l’objectif de
6 GW à l’horizon 2020, n’amènerait au mieux que quatre à six années
supplémentaires de plan de charge. Les investissements à réaliser ne
seront donc rentables que si des marchés en Manche et Mer du Nord sont
accessibles à l’exportation.
La Grande-Bretagne se propose de développer fortement l’éolien
en mer en assurant un développement industriel sur son territoire. Elle est
aujourd’hui limitée par les capacités de ses ports, dont le programme de
modernisation a, par ailleurs, été abandonné. La France pourrait donc
profiter des projets anglais en mettant à disposition une partie de ses
moyens de production et d’installation. La politique de soutien du
gouvernement anglais a toutefois récemment été revue à la baisse et
certains projets industriels ont été abandonnés.
Si les perspectives sur le marché britannique n’aboutissent pas, de
nouveaux appels d’offres, financés par une augmentation de la
contribution
au
service
public
de
l’électricité
(CSPE),
risquent
d’apparaître comme la seule solution pour maintenir le plan de charge des
usines françaises.
3 -
Les grands projets de cogénération déséquilibrent les marchés
locaux et se traduisent par des importations de biomasse
Afin d’augmenter la proportion d’énergie produite par la filière
biomasse, la construction d’installations de fortes puissances utilisant le
bois énergie pour produire de la chaleur et de l’électricité est soutenue par
des appels d’offre publics nationaux, qui peuvent déséquilibrer le marché
local en cas d’insuffisance de ressources.
Le cas du quatrième appel d’offres lancé en
2010 est
caractéristique. Au niveau national, les projets retenus représentent 11 %
de la ressource supplémentaire
149
disponible de biomasse, avec de grandes
disparités entre régions, deux d’entre elles (Nord-Pas-de-Calais et
147
À Saint-Nazaire pour la construction des nacelles et des génératrices, et à
Cherbourg pour la construction des pales, des mâts et des fondations.
148
Pour la fabrication des turbines et des pales.
149
Cf
. Annexe n° 5 – Glossaire.
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COUR DES COMPTES
Provence-Alpes-Côte d’Azur) se retrouvant même en situation de
pénurie.
En outre, si tous les projets retenus à l’issue du quatrième appel
d’offres se réalisaient, les importations représenteraient 26 % de la totalité
des combustibles utilisés et 33 % des combustibles issus de la
sylviculture. Trois projets sur seize ont prévu de recourir aux importations
dans des proportions allant de 48 % à 77 % de leurs approvision-
nements
150
.
C - Un impact encore modeste sur l’emploi
Toutes filières renouvelables confondues
151
, le nombre d’emplois
directs est passé de 58 460 en 2006, selon les estimations de l’ADEME, à
83 260 en 2012, après un pic de 98 580 en 2010
152
. L’emploi, entre 2006
et 2012, a donc progressé de près de 43 %.
Tableau n° 15 : évolution des emplois directs des filières
renouvelables de 2006 à 2012
Source : Cour des comptes- Données ADEME
Les filières qui produisent et vendent de la chaleur représentent un
peu plus de la moitié des emplois de l’ensemble des filières renouvelables
et la seule filière biomasse en représente près du tiers. Elle couvre aussi
plus de la moitié des filières produisant de la chaleur en raison,
essentiellement, des activités qui exploitent et vendent le bois
153
.
Le secteur des pompes à chaleur apparaît également très
dynamique avec 14 200 emplois en 2012, chiffre comparable à celui de
2006 mais en retrait par rapport à 2008 (28 900 emplois). Cette évolution
s’explique pour l’essentiel par la diminution du taux du crédit d’impôt
développement durable (CIDD) sur ces équipements.
150
Ce qui réduit par ailleurs le bilan carbone de ces installations.
151
Hors biocarburants.
152
Cf.
Annexe n° 12.
153
La part de la filière bois est en effet prépondérante avec 22 980 emplois directs en
2012 (25,5 % du total) en quasi stabilité par rapport à 2006 (22 210 emplois).
2006
2007
2008
2009
2010
2011( e)
2012 (p)
Solaire
4770
6020
9220
13930
35100
32470
21810
Eolien
6000
6320
8790
9790
11670
10420
10240
Biomasse
23330
20840
22460
22770
24710
24460
25020
Pompes à chaleur
14430
17130
28900
23100
15260
14200
14200
Hydraulique
9150
9530
9850
10430
11030
10770
10790
Géothermie
780
720
730
760
810
1000
1200
Total énergies renouv.
58460
60560
79950
80780
98580
93320
83260
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105
Les filières hydraulique et éolienne sont équivalentes avec chacune
une dizaine de milliers d’emplois chacune (10 800 pour la première et
10 240 pour la seconde). En revanche, les progressions sont différentes
avec une grande stabilité pour la filière hydraulique
154
et une forte
progression pour l'éolienne (+ 4 240 emplois de 2006 à 2012). La filière
éolienne terrestre représente, en effet, un peu plus de 12 % des emplois
directs bruts de l’ensemble des filières d’énergies renouvelables, dont
l’essentiel concerne la production d’équipements
155
. La filière a connu
une progression de 70 % depuis 2006.
À moyen terme, les estimations d’emplois créés par l’éolien en
mer
156
ne peuvent être validées ni par l’État ni par la Cour. Les plans de
charge industriels
157
apportent plus de précisions mais aucune étude n’a
été menée permettant de valider ces chiffres et d’affirmer qu’il s’agira de
création ou de redéploiement d’emplois locaux.
Enfin, la filière photovoltaïque a connu une progression fulgurante
entre 2006 (1 390 emplois) et 2010 (31 550 emplois) pour décroitre
ensuite à 17 980 en 2012. La filière solaire photovoltaïque représente
environ le cinquième des emplois directs bruts de l’ensemble des filières
d’énergies renouvelables. Les besoins se concentrent surtout à l’aval de la
filière (installation, maintenance notamment). Or, la fabrication des
matériaux, des cellules et modules représente entre 30 % et 50 % de la
valeur. Mais, en raison de la baisse rapide du prix des modules et de la
relative stabilité du prix des activités aval, la part de la valeur ajoutée
française a tendance à augmenter.
Cette filière supporte l’essentiel des pertes d’emplois constatées
dans les énergies renouvelables, conséquence de la baisse du soutien de la
politique à partir de 2010. Il est cependant difficile de faire la part des
destructions nettes et des simples transferts sur un autre secteur (cas d’un
installateur
également
couvreur,
par
exemple).
En
revanche,
et
comparativement, la filière solaire thermique est restée stable.
154
Les centrales sont déjà installées et les plus importantes sont exploitées de manière
mutualisée
par
des
groupes
industriels
bénéficiant
d’économies
d’échelle
(automatisation, conduite à distance).
155
Y compris une estimation des exportations de composants mécaniques (couronnes
d’orientation, en particulier) et électriques (moteur, matériel de connexion,
notamment).
156
10 000 emplois directs nouveaux - SER, Communiqué du 6 avril 2012.
157
Plan de charge d’Alstom: phase projet: 2500 emplois pour une durée de 3-4ans/500
emplois à Cherbourg et 300 emplois à Saint-Nazaire pour la construction des
équipements; un centre d'ingénieurs et cadres représentant 200 emplois; 4000 emplois
indirects pour l’installation/Maintenance: 400 emplois pour les 20 ans d'exploitation.
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COUR DES COMPTES
Finalement, les estimations de l’ADEME constituent la fourchette
haute de celles effectuées par les organismes publics. Elles sont
cependant très en retrait des ambitions exprimées dans le plan d’action
national de la France en faveur des énergies renouvelables qui évoquait la
création de « plusieurs centaines de milliers d’emplois notamment dans
les secteurs de la rénovation des bâtiments et de l’installation des
dispositifs de production d’énergies renouvelables ». En outre, elles ne
rendent pas compte des emplois induits, de sorte qu’on peut difficilement
d’évaluer si la politique a des effets négatifs ou pas sur l’emploi.
III
-
Les conditions de la cohérence
Bien que les objectifs du paquet énergie-climat aient été fixés pour
2020 dans un premier temps, les impacts de la politique en faveur du
développement des énergies renouvelables ne sauraient être mesurés à
cette seule échéance. En effet, dès 2005, la France a considéré son
engagement à plus long terme avec, notamment, la division par quatre de
ses émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2050
158
. Cet objectif est
également celui de l’Union européenne.
Ces engagements sont très contraignants. En effet, une étude
159
a
montré que l’atteinte des objectifs à 2020 permettrait de réduire les
émissions de gaz à effet de serre de 30 % en 2030. À cette échéance, il
faudrait toutefois les réduire de 40 % pour espérer atteindre l’objectif fixé
pour 2050.
En outre, l’ambition de réduire la part du nucléaire dans le
mix
énergétique à l’horizon 2025, annoncée par le Président de la République
à l’issue de la conférence environnementale de septembre 2012, engagera
nécessairement la France sur plusieurs décennies.
La politique doit rester soutenable dans cette perspective, ce qui
implique de tenir compte des bénéfices environnementaux, de renforcer le
rôle du marché de l’électricité et d’adapter les réseaux et la
consommation.
158
Dans la loi POPE de 2005 réaffirmé par la loi Grenelle I de 2009.
159
Overview of European Union climate and energy policies
,
cabinet
EA Energy
analyses, 10 janvier 2012.
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A - Tenir compte des impacts environnementaux
La prise en compte des externalités environnementales est
essentielle
pour
apprécier
l’impact
des
énergies
renouvelables
puisqu’elles doivent permettre d’atténuer le coût pour la collectivité.
Il convient, dans un premier temps, de pouvoir mesurer les
économies d’émission de CO
2
réalisées et, dans un deuxième temps, de
les valoriser. Faute d’un marché efficace du carbone, seule une valeur
tutélaire
160
du CO
2
est aujourd’hui disponible. La fiscalité est une autre
voie de valorisation mais ses effets devraient être alors très précisément
évalués.
1 -
Mesurer les économies d’émissions de CO
2
Les énergies renouvelables sont supposées avoir un effet bénéfique
sur l’environnement, en se substituant à des sources d’énergies
polluantes. Le coût public d’abattement du carbone constitue l’indicateur
de ce bénéfice. Il correspond au rapport entre la dépense publique totale
consacrée au financement d’un équipement ou d’un dispositif permettant
de réduire les émissions de carbone et la somme des gains d’émissions
sur la durée de vie de ces équipements ou dispositifs. Par exemple, si la
dépense publique consacrée à l’installation de panneaux photovoltaïques
s’élève à 1 M€ et permet d’économiser 100 000 tonnes de carbone, le
coût public du carbone évité sera de 10 € la tonne
161
.
S’il est difficile de tirer des conclusions définitives des différents
calculs disponibles aujourd’hui, certaines filières peuvent néanmoins être
associées à un coût d’abattement élevé. Le tableau suivant présente les
limites basses et hautes approximatives des différentes fourchettes
calculées
162
que la Cour n’a pas été en mesure de valider.
Tableau n° 16 : coût d’abattement (€/tCO
2
eq)
Solaire
photovoltaïque
Biomasse
Géothermie
Biogaz
Eolien
(terre)
Eolien
(mer)
Micro-
hydraulique
100 à 5000
0 à 1500
100 à 1000
0 à 500
40 à 1000
200
20 à 700
Source : Cour des comptes
160
Cf
. Annexe n° 11 l’explication du dispositif du coût d’abattement et de la valeur
tutélaire de carbone.
161
1 M€/100 000 tonnes.
162
Cf
. Annexe n° 11 le tableau détaillé.
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COUR DES COMPTES
Le coût public d’abattement permet ainsi de comparer les
bénéfices collectifs entre les filières, mais il ne permet pas de porter un
jugement sur le niveau de ce coût. À cette fin, il faut pouvoir valoriser le
carbone.
2 -
Valoriser le CO
2
Une première méthode consiste à s’en remettre aux mécanismes de
marché.
a)
Le système communautaire d’échange de quotas d’émission
L’intégration du coût du CO
2
dans les prix de marché de l’énergie
pour tenir compte de ses effets négatifs sur l’environnement passe
nécessairement par l’intervention de la puissance publique.
Ainsi, l’Union européenne a mis en place, depuis 2005, un système
communautaire d’échange de quotas d’émission (SCEQE) qui consiste à
attribuer des quotas d’émission aux entreprises les plus émettrices
(producteurs d’énergie, cimenteries notamment) pour les inciter à réduire
leurs émissions. Si l’une d’elles dépasse son quota, elle a la possibilité
d’en acheter sur le marché auprès des entreprises qui ont respecté le leur.
Le SCEQE s’applique aujourd’hui dans 11 000 installations de
production
d’électricité
ou
d’industries
manufacturières
très
consommatrices d’énergie et représentant 45 % des émissions de CO
2
en
Europe. En 2012, il a été étendu aux émissions produites par les avions
qui desservent des aéroports européens.
À partir de 2013, plusieurs évolutions sont mises en oeuvre,
notamment un léger élargissement du champ d’application du système, le
remplacement de plafonds d’émission nationaux par un plafond unique
pour toute l’Union européenne, une réduction linéaire de 1,74 % par an
du plafond d’émission à l’horizon 2020 et au-delà, ce qui signifie que le
nombre de quotas d’émission en 2020, devrait être inférieur de 21 % au
niveau de 2005.
Enfin, le passage progressif à un système de vente aux enchères
des quotas d’émission se met en place. Il remplacera définitivement
l’actuel système consistant à allouer gratuitement la majorité des quotas.
À compter de 2013, au moins 50 % des quotas doivent être vendus aux
enchères et la totalité en 2027. Des exceptions pourront être accordées à
certains secteurs énergivores, s’il est estimé que l’achat aux enchères de
tous leurs quotas d’émission pourrait détériorer leur compétitivité
internationale.
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Très prometteur sur le long terme, le système s’est toutefois révélé
peu efficace jusqu’ici, notamment en raison de l’effondrement du prix du
carbone sur ce marché. D’une valeur moyenne de 20,6 € la tonne en
2005, il est aujourd’hui évalué aux alentours de 5 € la tonne en raison,
notamment, d’un excès d’offre de quotas par rapport à la demande. Ce
prix ne permet pas de rentabiliser les investissements dans les
installations limitant les émissions de CO
2
.
b)
La valeur tutélaire du carbone
En raison de l’échec du marché à valoriser le carbone, la seule
valorisation qui intègre les dommages environnementaux reste une
valorisation théorique publique, appelée « valeur tutélaire du carbone ».
Elle correspond à la valeur théorique qui permettrait d’atteindre les
objectifs fixés à la France sans intervention publique par le simple jeu des
mécanismes de l’économie de marché.
Elle a été fixée par le Conseil d’analyse stratégique en 2009 aux
valeurs suivantes :
Tableau n° 17 : valeurs tutélaires du carbone
€/tCO
2
2010
2020
2030
2050
Valeur recommandée
32
56
100
200
Source : rapport Quinet
Au-dessus de cette valeur, le coût d’un dispositif public destiné à
réduire les émissions peut être considéré comme trop coûteux pour la
collectivité. Cette valeur reste cependant aujourd’hui sans effet sur la
rentabilité des énergies renouvelables parce qu’elle n’est pas intégrée à
leurs coûts de production.
c)
Une valorisation fiscale
La fiscalité est également un moyen de valoriser le carbone à un
coût permettant de rentabiliser tout ou partie des productions d’énergies
renouvelables.
Elle présente l’avantage pour les finances publiques d’enregistrer
une recette et non des charges. De même, elle permet, en théorie, de
rendre inutiles les dispositifs de soutien à la production, comme
l’obligation d’achat, et donc d’éliminer les risques d’effets de rente.
Enfin, en vendant leur production directement sur le marché, les
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producteurs d’énergies renouvelables deviennent solidaires et acteurs des
conditions d’équilibre de l’offre et de la demande.
Pour être efficace, le niveau de taxation devrait se rapprocher de la
valeur tutélaire du carbone et donc atteindre des niveaux significatifs. Il
pourrait avoir ainsi des impacts négatifs sur la compétitivité, notamment
si elle n’est pas harmonisée à l’échelle de l’Union européenne, voire
mondiale. En outre, une fiscalité carbone ne rendrait pas les énergies
renouvelables compétitives vis-à-vis de l’électricité nucléaire.
B - Renforcer le rôle du marché de l’électricité
Le
développement
à
l’échelle
européenne
des
énergies
renouvelables, intermittentes pour la plus grande part, sur la base de tarifs
administrés sans lien avec les conditions d’équilibre de l’offre et de la
demande sur le marché de gros de l’électricité, entraîne des effets
déstabilisants déjà décrits : prix déconnectés des coûts, bouleversement
de l’ordre d’appel des centrales, chute de la rentabilité des capacités de
pointe, situation de prix négatifs.
À terme, l’articulation des dispositifs de soutien à base de tarifs
d’achat administrés et des fluctuations des prix de marché, devient, dès
lors, primordiale. Deux dispositifs, les certificats verts et les primes
additionnelles au prix du marché, intègrent cette problématique et sont
aujourd’hui mis en oeuvre dans certains pays européens, le plus souvent
de manière complémentaire avec les tarifs d’achat.
1 -
Les certificats verts
L’État, en soumettant les producteurs d’énergie à une obligation de
production d’énergie renouvelable, leur accorde des certificats verts (ou
«
renewable obligations
» au Royaume-Uni), en échange des MWh
produits à l’aide de ces sources. Les certificats s’échangent ensuite sur un
marché entre producteurs, ceux d’entre eux n’ayant pas rempli leur quota
devant en acquérir auprès de ceux qui les ont dépassés. Si l’offre est
faible (peu d’énergie renouvelable a été produite), leur prix est élevé, ce
qui incite donc les producteurs à investir dans les énergies renouvelables.
L’État garantit un prix minimum afin de rendre le système efficace.
Le mécanisme a été mis en place dans plusieurs pays européens :
en Pologne, en Suède, en Bulgarie, aux Pays-Bas ainsi qu’au
Royaume-Uni et en Belgique. Dans ces deux derniers cas, le dispositif a
peu permis de développer les énergies renouvelables.
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111
2 -
Les primes additionnelles au prix du marché
Un autre système utilisé en Europe permet de lier les tarifs de
rachat des productions d’énergie renouvelable aux fluctuations des cours
de marché en ajoutant à ce dernier une prime. Cette dernière est fixée de
manière à offrir aux producteurs une rentabilité suffisante.
Ce système a été mis en place notamment en Espagne et au
Danemark (pour l’éolien terrestre). Son avantage principal est d’atténuer
la déconnexion entre les tarifs et le marché, mais, mal dimensionné, il
peut se révéler aussi coûteux pour la collectivité que les tarifs d’achat.
Toutefois, compte tenu des effets déstabilisants des tarifs d’achat
sur le marché de l’électricité, l’étude d’une telle formule mériterait d’être
engagée.
C - Adapter les réseaux et la consommation
1 -
Une consommation d’électricité plus réactive et plus sobre
L’augmentation de la part d’énergies renouvelables dans le
mix
énergétique complique la gestion des réseaux. Pour faciliter leur
intégration,
une
des
réponses
possibles
est
l’adaptation
de
la
consommation, couplée à une sobriété accrue conformément aux
engagements du paquet énergie climat.
Les appareils consommateurs d’électricité doivent donc être non
seulement plus sobres mais aussi intelligents et en mesure de réagir à
toute commande visant à engager la consommation (appareils ménagers à
démarrage décalé) ou, au contraire, à la réduire voire la stopper. La nature
des contrats de distribution d’électricité doit permettre des modulations de
consommation par des incitations tarifaires du consommateur.
Une
autre
voie
possible
est
le
développement
de
l’autoconsommation, au moins pour les petites installations individuelles,
c'est-à-dire la consommation par un acteur de sa propre production
électrique. Le concept est intéressant puisqu’il permet a priori de résoudre
les problèmes d’intégration aux réseaux, en responsabilisant les
producteurs/consommateurs et en réduisant le coût du soutien public.
Cependant, s’agissant spécifiquement des sources renouvelables,
les profils de production ne correspondent pas à ceux de consommation.
Le développement de l’autoconsommation est alors envisageable mais, à
défaut de dispositifs de stockage performants, il doit s’accompagner de
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dispositifs d’effacement
163
volontaire de la consommation en période de
pointe, d’arrêt ou de limitation de production en période de faible
consommation.
En termes de coûts, la notion de « parité réseau » évoluerait.
Définie comme la comparaison entre coûts de production dans un modèle
centralisé, elle serait désormais le résultat de la comparaison entre les
coûts de production de l’installation décentralisée (des panneaux
photovoltaïques par exemple) et le prix facturé au consommateur de
l’électricité délivrée par le réseau collectif, donc y compris les taxes, les
coûts de transport et de distribution. Dans cette perspective, la parité
réseau pourrait être atteinte plus rapidement que dans le système actuel et
rendre l’électricité de source renouvelable beaucoup plus compétitive.
Cependant, dans ce cas, les tarifs de réseau facturés aux
« autoconsommateurs » devraient aussi probablement évoluer pour tenir
compte de la garantie d’approvisionnement en électricité dont ils
bénéficieraient en cas d’insuffisance de leur propre production. La
structure tarifaire devrait être alors assise plus probablement sur la
puissance réservée ou même simplement sur l’accès au réseau que sur la
seule consommation d’électricité.
2 -
Tenir compte des contraintes liées aux réseaux
Connaître et équilibrer les flux dans le système électrique global
repose en grande partie sur une adaptation des réseaux de transport et de
distribution, aujourd’hui coordonnés dans une architecture centralisée et
descendante, vers plus de souplesse et de réactivité, au niveau national
mais aussi européen
164
. Dans ce nouveau modèle, les énergies
renouvelables imposent aux gestionnaires de réseau un double défi
d’intégration dans le temps et dans l’espace.
163
Voir glossaire.
164
En raison de l’interconnexion croissante des réseaux ouest-européens, une
association européenne des entreprises gestionnaires de réseaux de transport
d’électricité (la
European Network of Transmission System Operators ENTSO-E
)
analyse les aléas survenus sur les réseaux nationaux afin d’y faire face de façon
coordonnée et optimisée.
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113
En Allemagne, la question du développement des réseaux a été
soulevée tardivement, sous la contrainte des difficultés à intégrer la
production électrique renouvelable. En effet, les objectifs des
Länder,
ainsi que les moyens mis en oeuvre, ne sont pas nécessairement
coordonnés
165
. Étant donnée la structure fédérale du pays, l’Allemagne est
traditionnellement réticente à la mise en place d’instruments de
planification centralisés, notamment dans le domaine des réseaux
électriques.
Néanmoins, le développement rapide des énergies renouvelables
intermittentes (qui bénéficient d’un accès prioritaire au réseau) et l’arrêt
précipité de plusieurs réacteurs nucléaires dans le sud du pays ont montré
aux pouvoirs publics et opérateurs allemands qu’il était indispensable de
renforcer la planification et le développement des réseaux électriques.
Dans le cadre de la transition énergétique (
Energiewende
) d’octobre 2010
et de juin 2011, le gouvernement fédéral a ainsi adopté pour la première
fois un outil contraignant de planification pluriannuel des infrastructures
de transport de l’électricité (380 kV et plus), dans lequel il dispose du
pouvoir de validation finale.
Par ailleurs, l’intégration des énergies renouvelables dans les
réseaux nécessite un système de gestion qui reste à inventer. Par exemple,
en Espagne, Red Eléctrica de España (REE)
166
a créé en 2006 un centre de
contrôle de la production d’énergie renouvelable, le CECRE, pour réaliser
la supervision et le contrôle de cette production en temps réel
167
. Ce
système permet à l’Espagne d’intégrer des pointes de production
renouvelable atteignant 50 % de la production électrique totale.
Enfin, compte tenu du coût d’adaptation des réseaux, il est
nécessaire de rationaliser l’implantation des installations de production à
base d’énergies renouvelables par rapport aux centres de consommation
de manière à atteindre l’optimum économique.
La réflexion sur l’évolution des réseaux doit donc être menée en
même temps que celles sur d’éventuelles réformes des dispositifs de
soutien aux productions énergies renouvelables voire d’arbitrages entre
165
Par exemple, la Bavière tire un bénéfice important du solaire, contrairement à la
Rhénanie-du-Nord-Westphalie, qui est pourtant le principal contributeur de la loi
EEG. Le Schleswig-Holstein planifie une production éolienne largement exportatrice,
quitte à déstabiliser les réseaux des autres
Länders
, notamment la Thuringe et le
Brandebourg. Certaines personnalités politiques de Bavière parlent désormais
d’autarcie énergétique pour la région, s’opposant aux plans d’importation d’électricité
offshore en provenance du nord du pays.
166
L’équivalent espagnol de RTE.
167
Il supervise 100 % de la production éolienne et solaire thermoélectrique et 70 % de
la génération solaire photovoltaïque.
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les filières et, dans tous les cas, avant même d’envisager une
augmentation
massive
du
recours
aux
productions
électriques
renouvelables.
IV
-
Des arbitrages nécessaires
Afin de préserver les atouts énergétiques français de faibles
émissions de gaz à effet de serre et de bas prix de l’électricité, tout en
améliorant le soutien au développement des énergies renouvelables, des
arbitrages s’imposent tant entre les politiques à mener qu’entre les
moyens de soutien.
A - Arbitrer entre les filières
1 -
Le critère d’arbitrage
Toute mesure prise en faveur d’une filière renouvelable devrait
être mesurée à l’aune de l’intérêt attendu pour la collectivité, rapporté à
son coût.
En effet, les proportions de l’ensemble de l’aide publique captées
par les filières renouvelables ne correspondent pas à leurs parts dans la
production d’énergie française comme l’illustre le graphique suivant :
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115
Graphique n° 14 : parts des énergies renouvelables dans la dépense
publique et la production d’énergies
Source : Cour des comptes
L’argument entendu régulièrement au sein des services de l’État,
selon lequel toutes les filières doivent être soutenues parce qu’elles
présentent des potentiels, encore hypothétiques, de croissance ou de
développement énergétique, ne résiste donc plus à cette situation
puisqu’il aboutit à soutenir une filière quel qu’en soit le coût. Des
arbitrages entre filières mais aussi à l’intérieur même des filières,
s’imposent.
30,2%
6,2%
54,5%
2,1%
1,6%
32,3%
2,8%
9,3%
19,3%
11,0%
25,3%
Part dans la production de chaleur et électricité
renouvelables (2011)
Part des fonds publics reçus (2005-2011)
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2 -
Deux filières à réexaminer d’urgence : solaire et géothermie
La politique de soutien des filières solaires et géothermiques doit
aujourd’hui être redéfinie.
L’éclatement de la bulle et l’instauration du moratoire sur le solaire
photovoltaïque ont limité la dérive des coûts. Mais, en raison de la baisse
rapide des coûts des composants, de la hausse des coûts de l’électricité et
de la faible part que le photovoltaïque a, et conservera à moyen terme,
dans la production d’électricité française, le niveau de soutien à cette
filière doit être révisé de façon à aboutir à moyen terme à un
fonctionnement normal du marché, sans aide publique. Parallèlement, le
soutien au solaire photovoltaïque intégré au bâti doit être abandonné en
raison de l’absence de preuve de son efficacité.
S’agissant du solaire thermique
168
, l’État considère que le soutien à
lui apporter devrait être considéré au regard de ses potentialités. Selon
l’ADEME, de « nouvelles technologies prometteuses
169
» pourraient, en
effet, améliorer la rentabilité du solaire thermique et, en outre, la mise en
place de la réglementation thermique 2012 pour l’efficacité énergétique
des bâtiments neufs pourrait également faciliter l’essor de cette filière en
incitant les professionnels à recourir à ces installations.
Cependant, l’ADEME constate aujourd’hui que le développement
de la filière est moins important qu’attendu et relativise son potentiel. Or,
le coût de soutien de cette filière est particulièrement élevé :
-
le coût public de la tonne de CO
2
évitée de soutien à cette
filière est le plus élevé des technologies renouvelables
soutenues par le crédit d’impôt développement durable
(CIDD)
170
(448€/tCO
2
évitée en 2012 ; la troisième étant le
solaire photovoltaïque avec un coût évalué à 112€/tCO
2
évitée) ;
-
le coût à la tonne équivalent pétrole produite et financée par le
fonds chaleur atteint presque 11 000 €.
Le soutien à cette filière apparait donc aujourd’hui contrasté et un
état des lieux objectif des forces et faiblesses doit être établi.
168
Essentiellement soutenu par l’intermédiaire du CIDD (602 M€ entre 2005 et 2011).
Le soutien par le fonds chaleur a été limité à 47 M€ entre 2009 et 2011 et 41 M€ ont
également été engagés par l’ADEME dans le cadre des contrats de projets État-région
entre 2007 et 2011.
169
Notamment le couplage de technologies solaire thermique et biomasse.
170
Source : DGEC. Estimations issues d’une modélisation du comportement des
consommateurs d’énergie.
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117
En raison du dossier « Bouillante » et de l’expérimentation de
Soultz-sous-forêt dont l’efficience reste à démontrer, la géothermie
électrique est aujourd’hui dans une situation bloquée qui s’oppose à toute
initiative potentiellement porteuse de croissance, notamment outre-mer.
Des mesures doivent être prises visant, d’une part, à permettre de confier
la gestion de l’activité de Bouillante à un industriel et, d’autre part, à
étudier objectivement l’opportunité de développer cette technologie
ailleurs sur le territoire sans aboutir à des coûts de production trop élevés.
S’agissant
de
la
géothermie
thermique,
marquée
par
un
ralentissement d’activité, des solutions permettant de limiter les effets du
coût des forages et les difficultés de financement des opérateurs doivent
être recherchées.
3 -
Une filière qui aurait pu être mieux évaluée : l’éolien en mer
Dans la mesure où la France dispose d’un potentiel éolien terrestre
élevé et où ils reposent sur un pari industriel coûteux, les projets
d’éoliennes en mer auraient pu attendre la réalisation d’études
économiques et techniques abouties. Ils ont été lancés ; en conséquence le
retour d’expérience doit donc être analysé précisément avant de mener un
nouvel appel d’offres.
4 -
Une filière porteuse mais victime de son mode de
financement : la biomasse
La filière biomasse représente une très grande partie de la
production de chaleur de source renouvelable. Le fonds chaleur est le
principal outil de soutien à la production, non domestique. Or, les
limitations budgétaires dont il est l’objet obèrent sa capacité à atteindre
les objectifs que la loi lui avait initialement attribués.
Par ailleurs, le soutien de la filière biomasse entraîne des conflits
d’usage sur la ressource réellement disponible. L’inflation des projets, et
surtout de grands projets, ne peut qu’avoir des effets négatifs et
déséquilibrer encore davantage les ressources au point d’aboutir à des
importations.
Enfin, la production d’électricité doit rester accessoire de la
production de chaleur dans les installations soutenues financièrement par
l’État ou la collectivité, compte tenu de leurs rendements et coûts relatifs.
Dans ce cadre, le recours à des appels d’offres émis et gérés par la
Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour des installations
produisant de l’électricité de source biomasse doit cesser et les conditions
des tarifs d’achats de l’électricité de source biomasse réexaminées.
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B - Adapter les dispositifs de soutien
Tous les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables ne sont
pas efficients. Des ajustements doivent être entrepris pour répondre au
mieux à la nécessité de dépenser utilement l’argent public.
Ainsi, conformément à la position du ministère chargé de
l’énergie, les tarifs d’achat doivent être réservés aux filières matures
comme l’éolien terrestre, tandis que les appels d’offres doivent être
utilisés pour des technologies en devenir ou des projets de grande
capacité.
Dépassant ce cadre, la procédure des appels d’offres a pu, parfois,
être utilisée au-delà de sa fonction première. Ainsi, le besoin de recourir à
cette procédure lorsque les objectifs d’installation des capacités ne sont
pas menacés ou lorsque le coût pour la collectivité devient trop élevé, doit
être systématiquement évalué.
La procédure s’inscrit également parfois en concurrence avec les
tarifs d’achat. Or, de façon générale, le chevauchement des procédures
applicables sur les mêmes catégories d’installations au sein d’une filière
est à proscrire parce qu’il peut annuler les effets d’un dispositif par
rapport à un autre en laissant le choix au bénéficiaire, détournant
finalement les objectifs recherchés par l’État et rendant illisible
l’efficacité des mesures.
Dans le cas de la cogénération chaleur/électricité, un projet doit
avant tout être analysé au regard de sa rentabilité en tant qu’installation
de production de chaleur, celle d’électricité n’étant qu’un effet positif de
l’exploitation et non une fin en soi. Or, le coût du recours aux appels
d’offre pour soutenir des installations de production électrique à partir de
biomasse, même si la production est réalisée en cogénération, est trop
élevé au regard de l’impact sur les ressources locales. Ce mode de soutien
doit être arrêté.
Il serait également plus efficace et moins coûteux de privilégier le
soutien à la chaleur via le fonds chaleur, en dépit du poids qu’il fait peser
sur le budget de l’État, à la différence de la CSPE.
Néanmoins, si, le fonds chaleur a permis le développement du
secteur de la chaleur renouvelable grâce à la biomasse solide et aux
réseaux de chaleur associés, il est également utilisé pour soutenir les
filières géothermie, biogaz et solaire thermique. Or, ces dernières restent
faibles en termes de production, d’emplois et de marchés par rapport aux
autres filières et captent un potentiel de financement non négligeable. La
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119
question de poursuivre ou non les investissements dans ces trois filières
doit donc être posée.
De même, la question de la vocation de l’État à soutenir des achats
qui relèvent du confort des particuliers ou de leur engagement pour les
énergies renouvelables se pose également. Le recours au crédit d’impôt
développement durable (CIDD) pour soutenir, auprès des particuliers,
l’achat de matériels qui peuvent être rattachés à la catégorie des énergies
renouvelables peut ainsi être remis en cause.
Dans un cadre plus large enfin, la mise en place d’une obligation
d’achat doit avoir pour contrepartie la révision régulière des tarifs pour
tenir compte de l’évolution des marchés propres à chaque filière.
C - Arbitrer entre des impératifs d’intérêt général
contradictoires
Les
filières
éoliennes
et
hydrauliques
sont
aujourd’hui
particulièrement freinées par des contraintes nées de l’application de
politiques publiques d’intérêt général autres que celle visant à soutenir les
énergies renouvelables.
Ainsi, en ce qui concerne la filière éolienne terrestre, l’État doit
arbitrer entre des impératifs d’intérêt général, comme la protection des
paysages et le développement d’une énergie renouvelable mature.
S’agissant de la filière hydraulique, qui est mature et dispose
encore d’un potentiel important, cependant limité par les mesures de
protection des cours d’eau portées notamment par la LEMA, l’État doit
arbitrer entre l’exploitation à des fins énergétiques d’une énergie connue,
maitrisée, non polluante et nécessaire à la réalisation de ses objectifs de
politique énergétique et le maintien d’un niveau élevé de protection de la
faune et de la flore.
D - Mieux intégrer les enjeux économiques
La création de valeur par le développement de filières industrielles
justifie, parmi d’autres objectifs, le développement des énergies
renouvelables. Or, les effets sur l’industrie de la politique de soutien ont
été très différents selon les filières renouvelables.
La filière éolienne dispose d’industriels performants, le secteur
hydroélectrique est connu et maitrisé et, même s’ils sont concurrencés sur
certains équipements, les industriels français ont de bonnes perspectives
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sur le marché des matériels de chauffage individuel (notamment les
inserts et foyers).
En revanche, les filières solaires de production de composants et
modules ont connu un échec. S’agissant de l’aval de la filière, les
professionnels ont rapidement réagi à l’accroissement des besoins sans
toutefois être toujours au niveau technique requis, notamment en ce qui
concerne l’intégration au bâti des panneaux photovoltaïques. Dans ce
dernier cas, l’échec de la politique est dû à l’insuffisante structuration de
la filière industrielle pour répondre à la demande. Autre conséquence de
ce positionnement des industries françaises, la filière photovoltaïque,
fortement soutenue, contribue au déséquilibre de la balance commerciale.
De même, la géothermie électrique est encore aujourd’hui dans
l’impasse et la géothermie de grande profondeur pour la production de
chaleur fonctionne au ralenti.
Enfin, de façon générale, les conséquences du développement des
énergies renouvelables sur l’emploi en France sont modestes et le suivi,
qui en est fait aujourd’hui, ne permet pas de faire la part entre création et
redistribution des emplois.
La politique de développement des énergies renouvelables doit
donc mieux intégrer les enjeux économiques en s’appuyant sur des
filières structurées, en évaluant mieux les perspectives des marchés, les
conséquences sur la balance commerciale mais aussi sur l’emploi et en
identifiant clairement les besoins nationaux ou internationaux.
E - Investir dans la recherche
Comparées aux technologies nucléaires ou fossiles, celles relatives
aux énergies renouvelables sont plus récentes et l’essor qu’elles
connaissent partout dans le monde marque probablement le début d’un
déploiement plus important encore dans les années à venir.
Cependant, la recherche est encore indispensable pour permettre de
concurrencer les filières historiques. C’est la raison pour laquelle la
France, parmi de nombreux autres pays, a engagé plusieurs programmes
de recherche qui visent à lever les verrous relatifs aux énergies
renouvelables elles-mêmes mais aussi relatifs aux dispositifs de stockage
ou encore aux réseaux.
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121
Les recherches sur le stockage de l’énergie en Allemagne
L’Allemagne soutient activement la recherche sur des technologies de
stockage et a affecté, pour ce seul domaine, une enveloppe de 200 M€ de
fonds public sur la période 2011-2014. Cette somme peut être comparée aux
395,6 M€ attribués par la France sur ce sujet de 2002 à 2011 et aux 300 M€
consacrés annuellement à l’ensemble de la recherche en lien avec les énergies
renouvelables, y compris le stockage et l’hydrogène.
Néanmoins, sur la base des seules charges supportées par la CSPE
et le CIDD, le soutien à la production est sept fois supérieur aux dépenses
totales de recherche et développement sur la période 2005-2011. Miser
plus encore sur la recherche pour répondre à ces enjeux stratégiques
parait donc indispensable pour placer ainsi la France en tête dans la
maitrise industrielle et donc commerciale des énergies renouvelables
futures.
__________
CONCLUSION ET RECOMMANDATIONS
________
Le coût croissant du soutien au développement des énergies
renouvelables
conduit à s’interroger sur sa soutenabilité à long terme.
L’ensemble des coûts publics de la politique de soutien aux
énergies renouvelables (dispositifs fiscaux, fonds « chaleur », recherche
et développement, charge de service public de l’électricité (CSPE))
ressort globalement estimé à 14,3 Md€ entre 2005 et 2011. Sur ce
volume, les filières photovoltaïque, géothermique et éolienne ont capté
5,7
Md€,
essentiellement
par
l’intermédiaire
du
crédit
d’impôt
développement durable et de la CSPE, alors qu’elles ne représentent
qu’une faible part de la production énergétique renouvelable. A elle
seule, la filière solaire a coûté 3,6 Md€, alors qu’elle constitue seulement
la quatrième source d’énergies renouvelables avec 2,7 % de la
production
d’électricité
et
0,9 %
de
la
production
de
chaleur
renouvelables. Au contraire, les filières hydrauliques et biomasse
contribuent fortement à la production renouvelable mais pour une part de
soutien public plus limitée.
Pour l’avenir, l’évolution globale des coûts reste difficile à
évaluer, même si on peut d’ores et déjà estimer que la part de la CSPE
affectée au soutien des énergies renouvelables devrait atteindre environ
8 Md€ par an en 2020 si les objectifs sont atteints à cette échéance. Entre
2012 et 2020, toutes choses étant égales par ailleurs, le coût estimé, au
titre des énergies renouvelable, pour la seule contribution aux charges de
service public de l’électricité (CSPE) pourrait ainsi atteindre 40,5 Md€
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122
COUR DES COMPTES
au total. Les autres coûts concernent les dépenses fiscales, les aides à
l’investissement du fonds chaleur et la recherche.
Par
ailleurs,
sans
aucune
politique
d’optimisation,
les
gestionnaires de réseaux estiment à 5,5 Md€ les investissements qu’ils
devront supporter pour l’adaptation des réseaux
Pour autant, la France a réussi à éviter, jusqu’à présent, des
dérives financières importantes comme celles qui ont pu être constatées
ailleurs en Europe
171
.
Le coût du soutien aux énergies renouvelables est donc très élevé
sans que celui-ci ait apporté, jusqu’ici, les retombées socio-économiques
attendues. Ainsi, le marché électrique est perturbé par une production
d’énergies renouvelables déconnectée des prix. En outre, les filières
industrielles n’ont pas encore acquis de position significative sur le
marché mondial. La situation de la filière solaire photovoltaïque est, à
cet égard, significative. Déjà largement affaiblie en amont par la
concurrence chinoise, elle a été, en outre, déstabilisée par les à-coups de
la politique de soutien. Par ailleurs, après une phase de créations
d’emplois
jusqu’en 2010, la tendance s’est inversée, essentiellement dans
la filière solaire photovoltaïque. Pour sa part, la filière éolienne en mer
est très largement dépendante des perspectives du marché en mer du
Nord, pour l’instant incertaines.
Pour autant, il ne s’agit pas de relâcher l’effort, mais de le rendre
plus cohérent et plus soutenable dans le long terme, tout en préservant les
atouts que sont le prix de l’électricité et le niveau des émissions de CO
2.
L’objectif est donc d’assurer le plus vite possible la rentabilité de la
production d’énergies renouvelables en limitant le soutien public au juste
nécessaire.
À cet égard, il faut prendre en compte le coût des émissions
de CO
2
, soit par les mécanismes du marché, soit par la fiscalité.
La Cour appelle donc à des choix parmi les filières, afin de
réserver le soutien à celles qui peuvent le mieux contribuer à atteindre les
objectifs et à des choix parmi les dispositifs d’aide, afin de réintégrer les
signaux donnés par le marché et de responsabiliser les producteurs.
Une
meilleure
cohérence
devrait
être
également
recherchée
dans
l’organisation et l’action de l’État, qui doit plus clairement afficher ses
priorités et impliquer les différents acteurs, en particulier dans la
recherche.
L’État doit aussi lever les verrous juridiques et administratifs qui
pèsent sur le développement de certaines énergies approchant de la
rentabilité (éolien terrestre, chaleur géothermique).
171
Cf.
annexe n° 14.
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LE BESOIN DE CHOIX DE LONG TERME SOUTENABLES
123
Enfin, l’essor des énergies renouvelables passe par l’adaptation
des modes de consommation et la prise en compte de la contrainte des
réseaux. Là encore, une action publique forte et déterminée est
nécessaire.
En conséquence, la Cour émet les recommandations suivantes :
6.
réserver les moyens de soutien aux installations les plus
efficientes
compte tenu de leur coût, de leur part dans la
production énergétique et de leur contenu en emplois ;
7.
redéployer les crédits au sein du fonds chaleur en faveur des
filières les plus efficientes ;
8.
revoir le principe du financement par le seul consommateur
d’électricité des charges de soutien aux énergies renouvelables
électriques, compensées par la CSPE (recommandation déjà
formulée par la Cour en 2011).
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Conclusion générale
La
politique
en
faveur
du
développement
des
énergies
renouvelables a été conçue dans un contexte qui a fortement évolué ces
dernières années. L’objectif général des 23 % en 2020, sur lequel la
France s’est engagée, apparaît d’autant plus ambitieux.
Le premier changement est l’ampleur de la crise économique.
Alors que les scénarios du Grenelle de l’environnement ont été établis sur
la base d’une hypothèse de croissance annuelle du PIB de 2,1 %, celle-ci
n’a jamais atteint ce niveau depuis 2008 et a même été négative à deux
reprises. Pour 2013, le programme de stabilité et de croissance retient une
croissance du PIB de 0,1 %. La Cour, dans son rapport sur la situation et
les perspectives des finances publiques de juin 2013, a considéré qu’elle
pourrait même être légèrement négative.
Ce contexte économique pèse sur les finances publiques. À l’instar
de la plupart des pays de la zone euro, la France est engagée dans un
effort d’assainissement, qui prévoit notamment un retour à l’équilibre
budgétaire à l’horizon 2016-2017. Le déficit des comptes publics atteint
4,8 % du PIB en 2012 et l’endettement représente 90,2 % du PIB à la fin
2012.
La crise a pour effet, à la fois, de ralentir les besoins énergétiques
et de rendre les entreprises et les consommateurs plus sensibles à la
hausse du prix de l’énergie.
Le deuxième changement a trait à une moindre implication des
États dans la réduction des émissions de gaz à effet de serre. Si l’Europe
s’est fortement engagée dans la réduction de ses émissions de gaz à effet
de serre (GES), alors qu’elle contribuait en 2009 pour 13 % des émissions
mondiales
172
, ses partenaires, notamment les grands pays industriels et les
grands pays émergents, semblent moins impliqués. Lors de la conférence
de Cancun, en 2010, les États ont refusé de s’engager sur des objectifs
chiffrés et contraignants de réduction de leurs émissions de gaz à effet de
serre et décidé de s’en remettre aux engagements volontaires de chacun.
Le troisième changement tient au développement des énergies non
conventionnelles, notamment les gaz et pétrole de schiste, en particulier
en Amérique du Nord.
Il ne revient pas à la Cour de se prononcer sur les méthodes
employées pour les extraire. C’est un fait que ces nouvelles énergies
172
Selon l’Agence internationale de l’énergie.
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126
COUR DES COMPTES
améliorent la compétitivité de leurs clients dans certains pays et, par
ricochet, renvoient sur les marchés internationaux des combustibles
fossiles tel que le charbon américain, devenu dès lors plus compétitif.
Les
États
les
plus
réticents
à
l’adoption
d’engagements
contraignants sont également les plus émetteurs de GES, principalement
la Chine et les États-Unis (respectivement premier et deuxième pays les
plus émetteurs de CO
2
). En outre, l’émergence récente des hydrocarbures
non conventionnels, notamment aux États-Unis, ne contribue pas à
modifier leur position qui reste dictée par la compétitivité économique.
En Europe, les priorités des États divergent, certains faisant passer
le redressement économique devant les efforts de développement des
énergies renouvelables.
Partant, grâce à l’électricité nucléaire, d’une situation plutôt
favorable en termes d’émission de gaz à effet de serre
173
, la France s’est
engagée, au sein de l’Union Européenne, sur une trajectoire visant à
instaurer une économie largement décarbonée à l’horizon 2050 tout en
réduisant la part de l’énergie nucléaire dans la production d’électricité.
La politique mise en oeuvre dans ce but a permis d’obtenir des
résultats et de situer la France au même niveau que ses partenaires
européens en termes de réalisation de ses objectifs. Pour autant, cette
politique se heurte à de fortes contraintes.
La première d’entre elle réside dans le coût global des énergies
renouvelables, encore trop élevé par rapport au prix de vente de l’énergie
.
L’État a donc dû mettre en oeuvre des dispositifs de soutien pour assurer
la rentabilité des productions, sans éviter une complexité juridique qui
favorise les contentieux et freine les projets. Il n’a pas non plus développé
une expertise suffisante, et le contrôle de l’usage de ses aides, notamment
fiscales, reste insuffisant. Il ne
parvient pas, enfin, à coordonner les
initiatives des collectivités locales.
En outre, du fait de défaillances dans la prise de décision, des
dérives ont été constatées dans plusieurs filières, notamment dans le
solaire photovoltaïque.
173
Au niveau mondial, la France représente 1,1 % des émissions de GES alors qu’elle
contribue pour 5,5 % au PIB mondial.
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CONCLUSION GENERALE
127
D’autres difficultés tiennent à des limites de nature physique. Les
potentiels de certaines filières, biomasse, hydraulique, voire éolienne, et
les réseaux électriques, organisés de manière centralisée descendante,
sont mal adaptés à une production importante d’énergies renouvelables.
Dans ces conditions, il n’est pas surprenant que pour un objectif
d’augmentation de production de chaleur et d’électricité de source
renouvelable de 17 Mtep entre 2005 et 2020, le résultat en 2011 ne soit
que de 2,3 Mtep (hors biocarburants), pour un engagement financier
estimé à 14,3 Md€.
L’objectif
de 17 Mtep en 2020 sera donc très coûteux à atteindre.
De 1,4 Md€ en 2011, la part de la CSPE qui vise à soutenir les énergies
renouvelables devrait passer à 2,2 Md€ en 2012 et à 3 Md€ en 2013.
Toutes choses égales par ailleurs, elle pourrait atteindre 8 Md€ environ en
2020, soit un coût global estimé à 40,5 Md€ pour la période 2012-2020.
S’y ajouteront les coûts des mesures fiscales en faveur des énergies
renouvelables, des autres aides budgétaires à l’investissement ainsi que
les coûts du financement de la recherche publique.
Les difficultés rencontrées dans la mise en oeuvre de cette politique
conduisent donc à un coût croissant pour la collectivité, avec des
contreparties socio-économiques en termes d’emplois et de commerce
extérieur qui ne sont pas toujours à la hauteur des attentes.
Elles s’inscrivent, par ailleurs, dans un contexte de fragilisation de
la compétitivité de l’économie comme en témoigne la dégradation du
solde extérieur.
Or les prix de l’énergie constituent, pour les entreprises, un
élément significatif, notamment dans l’industrie, de leur coût de
production.
Pour autant, les objectifs à 2020 peuvent être remplis à la condition
d’en accepter les complications, simultanées ou non, dans plusieurs
domaines :
-
sur les finances publiques via la fiscalité et le fonds chaleur,
notamment ;
-
sur le pouvoir d’achat ;
-
sur la compétitivité économique ;
-
sur l’environnement,
notamment les paysages, l’exploitation
des forêts, la faune aquatique ou les émissions de CO
2
imputables
aux
installations
de
back
up
des
énergies
intermittentes.
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COUR DES COMPTES
À long terme, compte tenu des contraintes auxquelles elle est
soumise en termes d’équilibre des finances publiques, de compétition
économique et d’interdépendance européenne, la France doit définir les
conditions de la soutenabilité de sa politique et partant faire des choix.
Pour que ces choix soient compris, un effort de transparence accru sur les
avantages comme sur les inconvénients des décisions à prendre est
essentiel.
Enfin, l’État doit devenir plus performant dans la conduite de la
politique, ce qui implique une plus grande sélectivité dans l’attribution de
ses aides et un effort de recherche suffisant sur les technologies d’avenir.
À long terme, le développement des énergies renouvelables pourra
être assuré sans soutien public si elles sont rentables dans les conditions
du marché. Ce processus passe par une valorisation du coût du carbone à
un niveau plus élevé qu’aujourd’hui. À plus court terme, un lien plus fort
des dispositifs de soutien avec le marché permettrait de mieux
responsabiliser les producteurs et d’atténuer le coût pour la collectivité.
Enfin, s’agissant des réseaux, un changement de modèle
d’organisation et de gestion s’impose pour assurer l’équilibre de la
production et de la consommation énergétiques.
La réduction de la part des énergies nucléaires et fossiles dans la
production française suppose également un changement profond des
comportements, des modes de transport, de l’urbanisme et de la
consommation. À cet effet, la politique en faveur des économies
d’énergie constitue un volet aussi important, sinon plus important, que le
développement des énergies nouvelles. Sans cet effort collectif, et sans
cette prise de conscience préalable, il est vain d’espérer que les énergies
renouvelables occupent une place prééminente dans le
mix
énergétique
français.
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Récapitulatif des recommandations
1.
mettre en place un dispositif centralisé du suivi statistique permettant
de donner toute la visibilité requise pour éclairer les décisions,
notamment en matière de connaissance des coûts de production par
filière, des emplois et des marchés ;
2.
simplifier le régime juridique applicable à la production d’énergies
renouvelables (géothermie, éolien terrestre) ;
3.
mettre en oeuvre une planification et une cartographie des énergies
renouvelables en tenant compte des contraintes de raccordement aux
réseaux électriques ;
4.
réserver les appels d’offres aux filières les plus en retard dans la
réalisation de leurs objectifs de capacité et aux installations qui ne
bénéficient pas d’un tarif d’achat fixé par arrêté, afin d’éviter les
effets d’aubaine
;
5.
organiser un dispositif de contrôle efficace des installations
bénéficiant d’un soutien public, notamment dans les filières solaires
et biomasse.
6.
réserver les moyens de soutien aux installations les plus
efficientes
compte tenu de leur coût, de leur part dans la production
énergétique et de leur contenu en emplois ;
7.
redéployer les crédits au sein du fonds chaleur en faveur des filières
les plus efficientes ;
8.
revoir le principe du financement par le seul consommateur
d’électricité des charges de soutien aux énergies renouvelables
électriques, compensées par la contribution au service public de
l’électricité (recommandation déjà formulée par la Cour en 2011).
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Annexes
Annexe n° 1 :
table des sigles
Annexe n° 2 :
liste des personnalités auditionnées
Annexe n° 3 :
liste des experts composant le comité d’appui
Annexe n° 4 :
vocabulaire de l’énergie - national et européen
Annexe n° 5 :
glossaire « énergies renouvelables »
Annexe n° 6 :
les différentes filières
Annexe n° 7 :
liste
des
dispositifs
incitatifs
pour
le
développement des énergies renouvelables dans
la production d’électricité et de chaleur
Annexe n° 8 :
les méthodes de calcul des coûts de production
Annexe n° 9 :
coûts de production des énergies renouvelables
Annexe n° 10 :
les dépenses de recherche et développement par
filières
Annexe n° 11 :
coût
public
d’abattement
des
productions
d’électricité renouvelable et valeur tutélaire de
carbone
Annexe n° 12 :
emplois directs dans les énergies renouvelables
Annexe n° 13 :
les certificats verts et les primes additionnelles
aux tarifs, les exemples allemand et espagnol
Annexe n° 14 :
les énergies renouvelables dans plusieurs pays
de l’Union européenne
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ANNEXES
132
Annexe n° 1 : table des sigles
ADEME
Agence de l'Environnement et de la Maîtrise de l'Énergie
AIE
Agence Internationale de l’énergie
ANCRE
Alliance nationale de coordination de la recherche pour
l’énergie
ANDRA
Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs
ANR
Agence nationale de la recherche
BCIAT
Biomasse chaleur industrie agriculture tertiaire
BRGM
Bureau de recherches géologiques et minières
BT
Basse tension
CEA
Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies
alternatives
CGDD
Commissariat général au développement durable
CGEDD
Conseil général de l’environnement et du développement
durable
CGIET
Conseil général de l'économie, de l'industrie, de l'énergie
et des technologies
CIDD
Crédit d’Impôt Développement durable
CIR
Crédit d’impôt recherche
CJUE
Cour de justice de l’Union européenne
COMES
Commissariat à l’énergie solaire
COMOP
Comité opérationnel
CNRS
Centre national de la recherche scientifique
CPER
Contrat de projets États-Régions
CRE
Commission de régulation de l’énergie
CSPE
Contribution au service public de l’électricité
CSTB
Centre Scientifique et Technique du Bâtiment
DGEC
Direction générale de l’énergie et du climat
ELD
Entreprise locale de distribution
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ANNEXES
133
ENR
Énergies renouvelables
ERDF
Électricité Réseau Distribution France
FCE
Fonds de compétitivité des entreprises
FEDER
Fonds européen de développement régional
FSE
Fonds structurels européens
FUI
Fonds unique interministériel
GES
Gaz à effet de serre
GW
Giga Watt
ICPE
Installation classée pour la protection de l’environnement
IFPEN
Institut français du pétrole – Énergies nouvelles
IFREMER
Institut français de recherche pour l’exploitation de la mer
IFSTTAR
Institut
français
des
sciences
et
technologies
des
transports, de l'aménagement et des réseaux
IGF
Inspection générale des finances
INAO
Institut national de l'origine et de la qualité
INRA
Institut scientifique de recherche agronomique
INSEE
Institut
national
de
la
statistique
et
des
études
économiques
IRSTEA
Institut national de recherche en sciences et technologies
pour l'environnement et l'agriculture
Ktep
Kilotonne équivalent pétrôle
K€/M€/Md€
1 000 € / 1 000 000 € / 1 000 000 000 €
LCOE
Levelized cost of electricity
LEMA
Loi sur l’eau et les milieux aquatiques
MEDDE
Ministère de l’écologie, du développement durable et de
l’énergie
MEDDTL
Ministère de l'écologie, du développement durable, des
transports et du logement
Mtep
Mégatonne équivalent pétrôle
OCDE
Organisation
de
coopération
et
de
développement
économiques
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134
COUR DES COMPTES
PCET
Plan climat énergie territorial
PCI
Programme cadre pour la compétitivité et l’innovation
PCRDT
Programme
cadre
de
recherche
et
développements
technologiques
PIB
Produit intérieur brut
RTE
Réseau de transport d’électricité
SCEQE
Système communautaire d’échange de quotas d’émission
SOeS
Service de l’observation et des statistiques
SRCAE
Schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie
SRRR
schéma régional de raccordements aux réseaux
SRE
schéma régional éolien
TURPE
Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité
TWh
Térawatt-heure
UE
Union européenne
UFE
Union
française
de
l’électricité.
Association
professionnelle du secteur de l’électricité
ZDE
zones de développement de l’éolien
ZNI
Zone non interconnectée
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ANNEXES
135
Annexe n° 2 : liste des personnalités auditionnées
Direction générale de l’énergie et du climat
M. Laurent MICHEL, directeur général de l’énergie et du climat.
M. Jean LE DALL, sous-directeur des affaires générales et de la synthèse.
Direction de la législation fiscale
M. Antoine MAGNANT, sous-directeur de la fiscalité des transactions.
M. Guillaume APPERE, chef du bureau A.
Direction générale de la recherche et de l’innovation
M. Roger GENET, directeur général de la recherche et de l’innovation.
Mme Maria FAURY, directrice du département énergie-développement
durable-chimie et procédés.
Direction général de de la compétitivité, de l’industrie et des services
M. Pascal FAURE, directeur général de la compétitivité et des services.
M. Nicolas LERMANT, sous-directeur des filières des matériels de
transports, de l’énergie et des éco-industries.
M. Bruno LEBOULLENGER, chef du bureau des technologies de
l’énergie.
Commission de Régulation de l’Énergie
M. Philippe DE LADOUCETTE, président de la CRE.
M. Jean-Yves OLLIER, directeur général.
Mme Esther PIVET, directrice des marchés.
M. Christophe LEININGER, directeur adjoint « développement des
marchés ».
Mme Christine LAVARDE, chef du département « dispositifs de soutien
aux énergies renouvelables et aux consommateurs ».
ADEME
Mme Virginie SCHWARZ, directrice générale déléguée de l’ADEME.
M. Damien SIESS, directeur adjoint Productions et Énergies Durables.
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136
COUR DES COMPTES
Commissariat général au développement durable :
Mme Céline ROUQUETTE, sous-directrice des statistiques et de
l’énergie.
M. Richard LAVERGNE, chargé de mission stratégique énergie et
climat.
M. Jean-Jacques BECKER, sous-directeur de la mobilité et de
l’aménagement.
RTE
M. Dominique MAILLARD, président du directoire de RTE.
M. Hervé MIGNON, directeur de l’économie, de la prospective et de la
transparence.
EDF
M. Henri PROGLIO, président directeur général.
M. Antoine CAHUZAC, directeur général d’EDF énergies nouvelles.
M. Jean-Paul BOUTTES, directeur de la stratégie et du développement
du groupe.
M. Denis LEPEE, conseiller.
CGT-fédération mines-énergie
M. Jean BARRA, M. Dominique LORET.
FO- fédération énergie-mines
M. Jacky CHORIN, secrétaire fédéral.
CFDT
M. Dominique OLIVIER (confédération CFDT), M. Dominique
BOUSQUENAUD (fédération chimie-énergie), M. Philippe SAINT-
AUBIN (fédération mines et métallurgie).
Syndicat des énergies renouvelables
M. Damien MATHON, délégué général.
France énergie éolienne
M. Fabrice CASSIN, vice-président.
Mme Sonia LIORET, déléguée générale adjointe.
M. Patrick DECOSTRE, administrateur.
Mme Olivia ARANA de MALEVILLE, chargée de mission.
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ANNEXES
137
Enerplan
M. Thierry MUETH, président.
M. Richard LOYEN, délégué général.
UFE
M. Robert DURDILLY, président de l’Union française de l’électricité.
Association « sauvons le climat »
M. Jacques MASUREL, président du collectif « sauvons le climat ».
M. Jean –Pierre PERVES, collectif « sauvons le climat ».
Association CLER et association HESPUL
M. Raphaël CLAUSTRE, directeur du CLER.
M. Marc JEDLICZKA, directeur général d’HESPUL.
Greenpeace
M. Cyrille CORMIER, chargé de campagne climat-énergie.
Écologie sans frontière
M. Jean-Yves LEBER.
Fondation Nicolas Hulot
M. Matthieu ORPHELIN.
Économiste
M.
Jacques
PERCEBOIS,
expert,
professeur
à
l’université
de
Montpellier I, directeur du CREDEN.
(France nature environnement a été entendue en cours d’instruction mais
n’a pas souhaitée être auditionnée).
Liste des personnes rencontrées par une délégation qui s’est
rendue au siège de la Commission Européenne
Direction générale Action pour le climat
Mme Mary Veronica TOVSAK PLETERSKI, directrice Marchés
européens et internationaux du carbone.
M. Damien MEADOWS, conseiller de la directrice.
Mme Laurence GRAFF, chef d'unité relations internationales et
interinstitutionnelles.
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138
COUR DES COMPTES
Direction générale de l’Énergie
Mme Mechthild WOERSDOERFER, chef d'unité Politique énergétique et
observatoire des marchés de l'électricité, du gaz, du charbon et du pétrole.
M. Franck GOUERY administrateur.
Mme Agnès THIBAULT, administratrice.
M. Hans Van STEEN, chef d'unité énergies renouvelables et capture et
stockage de carbone.
M. Paul HODSON, chef d'unité efficacité énergétique.
M. Laurent DELEERSNYDER, expert national détaché français.
Mme Florence DINKESPILER, administratrice.
Direction générale de la concurrence
M. Manuel MARTINEZ-LOPEZ, Case Manager / B2 aides d'État
énergie.
M. Luca Di MAURO, Case Handler / B2.
M. Flavien CHRIST, Case Handler
COMP / B1 antitrust énergie
Représentation permanente de la France auprès de l’Union
Européenne
M. Alexis DUTERTRE, représentant permanent adjoint de la France
auprès de l’Union Européenne.
M. Antonin FERRI, conseiller pour la politique de l'énergie.
Mme Hélène CHAUVEAU, conseillère adjointe pour l'énergie.
Mme. Jeanne SIMON, conseillère climat.
M. Arnaud BOULANGER, conseiller concurrence et aides d'État
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ANNEXES
139
Annexe n° 3 : liste des experts composant le comité
d’appui
Didier HOUSSIN
Directeur des politiques et des technologies
énergétiques durables à l'Agence internationale de l'énergie (AIE)
Claude MANDIL
Co-auteur du "rapport Energie 2050" (2012),
ancien directeur de l'Agence internationale de l'Énergie, ancien Président
de l'Institut français du pétrole.
Matthieu ORPHELIN
Fondation Nicolas Hulot
Serge ORRU
Directeur Général du WWF France jusqu’en
septembre 2012
Jacques PERCEBOIS
Professeur à l'université Montpellier I. Directeur
du Centre de recherche en économie et droit de l'énergie (CREDEN), co-
auteur du rapport « Energies 2050 » (2012).
Olivier APPERT
Président de l'IFP Énergies nouvelles
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ANNEXES
140
Annexe n° 4 : vocabulaire de l’énergie - national et
européen
Les unités de base
La puissance : correspond à l'énergie électrique qu’un appareil
transforme chaque seconde et s’exprime en multiples de Watt (KW, MW,
GW et TW).
Le Watt crête (Wc) est l’unité de la puissance maximale pouvant
être fournie dans des conditions standard. Elle est utilisée pour
caractériser les cellules photovoltaïques.
La production : représente l’énergie transformée par un appareil
sur une certaine durée et s’exprime en multiples de Wh (KWh, MWh,
GWh et TWh). 1 KWh représente l'énergie consommée par une lampe de
100 watts en 10 heures. La consommation et le commerce d’électricité se
mesurent aussi en Wh.
Le facteur de conversion pour passer des Wc en kWh est en
moyenne de 0,85 (en fonction de la situation géographique). Pour
1000 Wc, la production est de 850 kWh. Dans le sud de la France,
1 000 Wc produisent environ 1 000 kWh d'électricité par an.
La production peut aussi être exprimée en tep ou tonne équivalent
pétrole et multiples (Mtep, Ktep), unité plus facilement retenue pour la
production de chaleur. Elle correspond à l'énergie produite par la
combustion d'une tonne de pétrole moyen.
L’énergie peut être primaire ou secondaire; la production peut
être brute ou nette et la consommation peut être primaire ou finale.
Les définitions suivantes sont extraites du «
bilan énergétique pour
la France 2011
» publié en 2012 par le commissariat général au
développement durable.
Énergie primaire : énergie brute, c’est-à-dire non transformée après
extraction (houille, lignite, pétrole brut, gaz naturel, électricité primaire).
Électricité primaire : électricité d’origine nucléaire, hydraulique,
éolienne, solaire photovoltaïque et géothermique (haute température).
La chaleur primaire s’obtient à partir de sources naturelles
(énergies géothermique et solaire). La chaleur secondaire s’obtient à
partir de chaleur produite par les énergies nucléaire, de sources biomasse
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141
ou encore fossiles. Elle est aussi produite en transformant de l’électricité
dans des chaudières électriques ou des pompes à chaleur.
Énergie secondaire ou dérivée : toute énergie obtenue par la
transformation d’une énergie primaire (en particulier électricité d’origine
thermique).
Énergie finale ou disponible : énergie livrée au consommateur pour
sa consommation finale (essence à la pompe, électricité au foyer, gaz
pour chauffer une serre, etc.).
Production brute d’électricité : production mesurée aux bornes des
groupes des centrales ; comprend par conséquent la consommation des
services auxiliaires et les pertes dans les transformateurs des centrales.
Production nette d’électricité : production mesurée à la sortie des
centrales, c’est-à-dire déduction faite de la consommation des services
auxiliaires et des pertes dans les transformateurs des centrales.
On parle également de production brute et de production nette de
chaleur.
Consommation d’énergie finale : consommation d’énergie nette
des pertes de distribution (exemple : pertes en lignes électriques) de
toutes les branches de l’économie, à l’exception des quantités
consommées par les producteurs et transformateurs d’énergie (exemple :
consommation propre d’une raffinerie). La consommation finale
énergétique exclut les énergies utilisées en tant que matière première
(dans la pétrochimie ou la fabrication d’engrais par exemple).
Consommation d’énergie primaire : consommation finale + pertes
+ consommation des producteurs et des transformateurs d’énergie
(branche énergie).
Vocabulaire européen
Les mesures officielles françaises diffèrent des unités retenues
pour le suivi des engagements européens en matière d’énergies
renouvelables. Le terme «
consommation finale
» ne couvre pas tout à
fait les mêmes périmètres. Cette quasi-homonymie complique la lecture
des statistiques et peut être une source d'erreurs d'interprétation.
La référence officielle de mesure des objectifs français dans le
cadre européen est la «
consommation finale brute
» d’énergie. Elle est
définie par l’art. 2 de la directive n°2009-28 CE du 23 avril 2009 comme
la somme des « produits énergétiques fournis à des fins énergétiques à
l’industrie, aux transports, aux ménages, aux services, y compris aux
services publics, à l’agriculture, à la sylviculture et à la pêche, y compris
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l’électricité et la chaleur consommées par la branche énergie pour la
production d’électricité et de chaleur et les pertes sur les réseaux pour la
production et le transport d’électricité et de chaleur ».
Mais il serait plus juste de parler de production puisque dans les
calculs officiels :
• la consommation finale brute d’électricité renouvelable est égale
à la production brute d’électricité (primaire et secondaire) de source
renouvelable, à l'exclusion de l'électricité produite dans les systèmes
d'accumulation par pompage.
• la consommation finale brute de chaleur est égale à la production
de chaleur et de froid vendue (facturée) par les réseaux de chaleur et
autres
fournisseurs,
à
laquelle
s’ajoute
la
chaleur
produite
et
autoconsommée par les consommateurs (cela concerne essentiellement
les ménages et l’utilisation du bois).
• la consommation finale brute d'énergie pour les transports est
égale à la consommation de biocarburants et d'électricité renouvelable
dans les transports routiers et ferroviaires.
Pour le suivi des objectifs, ces valeurs sont rapportées à la
consommation finale brute d'énergie. Elle est égale à la production brute
(primaire et secondaire) de toutes les sortes d’énergies de laquelle sont
soustraits les pertes de conversion, le solde des imports/exports, les
variations de stocks, et l'énergie consommée pour ses usages internes par
la branche énergie (à l'exception de l'électricité et de la chaleur
consommée pour la production de l'électricité et de la chaleur - Exemple :
les consommations pour le chauffage ou l'éclairage des centrales
électriques ne sont pas incluses).
La directive européenne de 2009 a introduit un mode de calcul de
la production d’énergie à partir de sources renouvelables, différent de
celui utilisé pour l’établissement des bilans annuels de l’énergie par le
Commissariat général au développement durable. Par conséquent, pour
suivre l’avancement des objectifs retenus, le périmètre est élargi aux
collectivités ultramarines et des corrections sont apportées à certaines
productions, dites « normalisées ».
La production hydraulique normalisée (hors pompage) de
l’année N est obtenue en multipliant les capacités du parc de l’année N
par la moyenne sur les quinze dernières années du rapport « productions
réelles/capacités installées ».
La production éolienne normalisée de l’année N est obtenue en
multipliant les capacités moyennes de l’année N (soit [capacité début
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janvier + capacité fin décembre]/2) par la moyenne sur les cinq dernières
années du rapport « productions réelles/capacités moyennes installées ».
Les combustibles utilisés pour la production de chaleur ou de froid
(notamment le bois-énergie) sont comptabilisés en données primaires
réelles (sans correction climatique).
Ces corrections aboutissent à un suivi des consommations finales
brutes d’électricité, de chaleur et de transport renouvelables par rapport à
la consommation finale brute d’énergie qui est l’indicateur officiel de
suivi des progrès réalisés.
La normalisation des productions éoliennes et hydrauliques peut
d’ailleurs alors avoir un effet en cas de forte modulation de ces
productions. En effet, par convention, seul le numérateur du rapport est
« normalisé » alors que le dénominateur ne l’est pas. En cas de baisse de
la consommation, la part de l’électricité renouvelable « normalisée » peut
ainsi être surévaluée et, en cas de forte hausse de la consommation une
année, être sous-évaluée.
Le suivi détaillé des consommations finales brutes est réalisé dans
les bilans énergétiques pour la France du CGDD sous le titre de
« consommation finale d’énergie renouvelable ».
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144
Annexe n° 5 : glossaire « énergies renouvelables»
Biogaz
: Il s’agit d’un gaz composé essentiellement de méthane et
de gaz carbonique produit par digestion anaérobie de la biomasse. Cette
catégorie regroupe :
-
les gaz de décharge provenant de la digestion des déchets
stockés dans les décharges ;
-
les gaz de digestion des boues provenant de la fermentation
anaérobie des boues des eaux usées ;
-
les autres biogaz, tels que les biogaz provenant de la
fermentation anaérobie des boues et des déchets des abattoirs,
des brasseries et autres industries agroindustrielles
Biomasse solide
: la biomasse comprend toute matière organique
non fossile d’origine biologique qui peut être utilisée comme combustible
pour la production de chaleur ou la génération d’électricité. Elle
comprend :
-
charbon de bois : tout résidu solide d’une distillation
destructive ou d’une pyrolyse du bois ou d’une autre matière
végétale ;
-
bois, déchets de bois, autres déchets solides : cette catégorie
regroupe
des
espèces
plantées
à
vocation
énergétique
(peupliers, saules, etc.), un nombre très élevé de matières
ligneuses produites lors d’un processus industriel (notamment
dans l’industrie du bois ou de la pâte à papier) ou provenant
directement de l’exploitation forestière ou agricole (bois de feu,
particules de bois, écorce, sciure, éclats, copeaux, liqueur noire,
etc.) ou encore des déchets tels que la paille, les enveloppes du
riz, les coques et coquilles de noix, les déchets de volailles, le
marc de raisin, etc. La combustion est la technologie la plus
usitée pour ces déchets solides.
Déchets urbains et assimilés (renouvelables)
: déchets produits
par les ménages, l’industrie, les hôpitaux et le secteur tertiaire qui
contiennent des matières biodégradables incinérées dans des installations
spécifiques.
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145
Disponibilité supplémentaire en biomasse
: correspond à la
biomasse économiquement exploitable qui ne fait pas actuellement l’objet
d’une mobilisation par les agents économiques. Elle est la différence
entre la « disponibilité technico-économique nette » et l’ « exploitation
actuelle ». La « disponibilité technico-économique nette » étant elle-
même déterminée à partir de la disponibilité brute
et d’hypothèses de
prix du bois énergie (en €/MWh).
Effacement
: l’effacement de consommation correspond à la
capacité d’un consommateur à adapter son niveau de consommation (en
renonçant à certaines consommations ou en les décalant dans le temps) en
fonction des signaux extérieurs qu’il reçoit. Ces signaux peuvent être
automatiques (pilotage à distance des appareils de consommation) ou
économiques (modulation du prix incitant le consommateur à modifier
son comportement). Source : CRE-rapport d’activité 2012.
Énergie éolienne
: énergie cinétique du vent exploitée pour la
production d’électricité au moyen d’aérogénérateurs.
Énergie
géothermique
:
énergie
thermique
provenant
de
l’intérieur de l’écorce terrestre, généralement sous forme d’eau chaude ou
de vapeur. Elle est exploitée dans les sites qui s’y prêtent :
-
pour la production d’électricité en mettant à profit la vapeur
sèche ou la saumure naturelle de haute enthalpie après
vaporisation instantanée,
-
directement sous forme de chaleur pour le chauffage urbain,
l’agriculture, etc.
La géothermie
recouvre des techniques différentes, qui n'ont en
commun que d'utiliser la chaleur présente naturellement dans le sous-sol,
que ce soit dans la terre elle-même ou dans des nappes souterraines
(aquifères). On distingue ainsi, sans que ces distinctions soient d'ailleurs
tranchées:
-
la géothermie basse température, qui concerne essentiellement
l'habitat individuel, le petit habitat collectif et le tertiaire, et
repose sur l'installation de pompes à chaleur individuelles
(PAC). Les pompes à chaleur aérothermiques (80 % du
marché) ne s'inscrivent plus dans les priorités de la politique
publique en faveur des énergies renouvelables en raison de leur
faible coefficient de performance et de leur destination
prioritaire à la climatisation ;
-
la géothermie par usage direct de la chaleur, par forage ou
sonde pour l'alimentation de réseaux collectifs de chaleur ;
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COUR DES COMPTES
-
la géothermie à très haute température, orientée vers la
production d'électricité en zones volcaniques ou de fracture
géologique.
Enfin, la géothermie intègre une part d'autoproduction qui ne
figure dans aucune statistique mais peut être significative.
Énergie
marémotrice/houlomotrice
:
énergie
mécanique
résultant du mouvement des marées, de la houle ou des vagues exploitée
pour la production d’électricité.
Énergie solaire
: rayonnement solaire exploité pour la production
d’eau chaude et d’électricité, au moyen de :
-
capteurs
plans,
qui
fonctionnent
essentiellement
en
thermosiphon, pour la production d’eau chaude sanitaire ou
pour le chauffage saisonnier des piscines ;
-
cellules photovoltaïques ;
-
centrales thermohélioélectriques.
Note : l’énergie solaire passive pour le chauffage, la climatisation
et l’éclairage direct des logements ou autres bâtiments n’est pas prise en
compte dans les statistiques officielles.
Hydro-électricité
: énergie potentielle et cinétique des eaux
transformée en électricité dans les centrales hydro-électriques.
Marché de gros de l’électricité :
l’électricité, comme tout produit,
fait l’objet de transactions d’achat et de vente dans tous les marchés
électriques ouverts. Les producteurs, les fournisseurs et éventuellement
les gestionnaires de réseaux, les
traders
et intermédiaires financiers,
quelques gros industriels ou consommateurs finaux s’échangent de
l’électricité pour optimiser l’équilibre offre/demande et le
mix
de
production.
Des marchés de gros se sont donc créés pour couvrir trois
catégories de transactions. Certains échanges, minoritaires (14,4% sur un
volume d’échange de 695,5 TWh en 2012) sont réalisés dans le cadre de
bourses organisées (Epex Spot France pour les produits
spot
(France,
Allemagne, Suisse, Autriche) et EEX Power Derivatives France pour les
produits futurs); NORDPOOL (Finlande, Norvège, Suède, Danemark et
Royaume-Uni) et APX (Pays-Bas et Royaume-Uni). Le solde est réalisé
de « gré à gré intermédié », c’est-à-dire via un courtier, ou directement de
gré à gré, en bilatéral « pur ». (Source : CRE)
En France, EDF qui est à la fois producteur et vendeur
d’électricité, écoule un important volume de sa production directement
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aux clients finals (73 % sur un volume total de vente de 508 TWh en
2011).
Pompe à chaleur :
dispositif permettant de transférer de la chaleur
entre deux milieux, dans un sens inverse à la diffusion naturelle de la
chaleur du plus chaud vers le plus froid jusqu'à l'égalité des températures.
Ce cycle physique nécessite un apport d’énergie pour fonctionner.
La pompe à chaleur aérothermique comptabilisée dans les
statistiques de production d’énergie renouvelable est celle qui est utilisée
dans le cadre du chauffage des bâtiments. Les pompes à chaleur peuvent
aussi être géothermiques.
Pour la problématique du chauffage, l’intérêt des PAC réside dans
le fait qu’elles restituent, sous forme de chaleur, une quantité d’énergie
supérieure à celle qu’elle consomme pour fonctionner. On appelle
coefficient de performance le rapport de l’énergie restituée sur l’énergie
consommée. Un chauffage à résistance électrique simple a un coefficient
de performance de 1. Le coefficient de performance des pompes à chaleur
doit être supérieur à 2 pour répondre aux exigences de la réglementation
thermique 2012 sur les constructions neuves. Le coefficient de
performance mesuré selon les normes en vigueur est cependant toujours
supérieur au coefficient de performance constaté dans les conditions
réelles de fonctionnement.
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148
Annexe n° 6 : les différentes filières
La filière biomasse
Présentation
Usage :
essentiellement la production de chaleur- Peut aussi produire de
l’électricité
Rang (2011) : -
première source de chaleur renouvelable (87,4 %) devant les
pompes à chaleur (géo et aérothermiques) (10,7 %) et
la géothermie profonde
(0,9 %) et le solaire thermique (0,9 %).
- troisième source d’électricité (cogénération 6,3 %) derrière
l’énergie éolienne (15,3%) et l’hydroélectricité en 2011 (75,6 %).
Ce que recouvre le terme biomasse :
Biomasse solide : elle recouvre toute matière organique non fossile d’origine
biologique (charbon de bois au sens résidu solide d’une distillation destructive ou
d’une pyrolyse du bois ou d’une autre matière végétale
174
, bois, déchets de bois,
autres déchets solides, part organique des ordures ménagères brulées dans des unités
d’incinération d’ordures ménagères (UIOM).
Le bois est la ressource principalement utilisée. La plaquette bois est très
majoritaire sur le segment des installations supérieures à 1 MW, et le granulé bois se
développe sur le marché du petit collectif et de la bioélectricité en co-combustion
avec le charbon.
Biomasse gazeuse ou biogaz est composée essentiellement de méthane et de
gaz carbonique issus de procédés anaérobies de digestion de la biomasse (on parle de
méthanisation
175
des déchets ménagers
176
des décharges, des boues des eaux usées,
des
boues
et
déchets
des
abattoirs,
des
brasseries
et
autres
industries
agroalimentaires
177
). Le biogaz sert à la production de chaleur, d’électricité, de
biocarburant mais peut aussi être injecté directement dans le réseau de distribution ou
de transport de gaz naturel
178
.
174
Source : AIE- Manuel sur les statistiques de l’énergie – Charbon de bois à
distinguer du charbon à coke ou houille qui est une énergie fossile.
175
On peut également parler de méthanisation destinée à la production d’un
biométhane carburant.
176
Considérés à 50 % comme biomasse, donc renouvelables
177
Source Agence Internationale de l’énergie.
178
Certaines installations transforment les déchets en méthane pour le brûler sans
autre valorisation dans des torchères et évacuer ainsi ce gaz potentiellement
dangereux
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Catégories d’installations :
La production de chaleur et d’électricité à base de biomasse repose sur le
principe de la combustion des ressources.
Chez les particuliers, les installations utilisées sont des chaudières,
cuisinières, inserts, poêles, cheminées et brûlent du bois, des plaquettes ou des
granulés.
Dans le secteur de la chaleur à usage collectif et industriel, l’énergie est
produite dans des chaudières dont la puissance peut aller d’une centaine de kW à
plusieurs centaines de MW pour des chaudières alimentant les réseaux de chaleur
179
et les grosses industries.
Ces installations peuvent être complétées de dispositifs permettant de
récupérer de la chaleur pour alimenter un dispositif destiné à produire de l’électricité.
Les capacités installées en bois énergie sont généralement de l’ordre de 5 à
50 MW
électriques
mais peuvent dépasser les 100 MW
électriques
sur les plus grosses
installations.
En ce qui concerne le biogaz, il est produit dans des unités de méthanisation
qui sont constituées d’une cuve étanche et fermée (digesteur anaérobie) dans laquelle
la fermentation se produit et d’un dispositif de récupération du gaz. Il peut également
être produit à partir de la récupération des gaz qui s’échappent naturellement de
cuves d’enfouissement des déchets qui ne sont pas des digesteurs.
Caractéristiques du parc installé en France fin 2011
Production de chaleur à base de :
Biomasse solide :
9 188 Ktep, soit 106,8 TWh
180
(dont bois –énergie
(8 242Ktep),
déchets
urbains
incinérés
(501 Ktep)
et
résidus
agricoles
et
agroalimentaires (445 Ktep).
Biogaz :
94 Ktep soit 1 TWh
Production d’électricité à base de
Biomasse solide :
4,1 TWh
Biogaz :
1,1 TWh
Principales caractéristiques des technologies
Non intermittent
Lorsque l’électricité est la production principale des installations thermiques,
le rendement
181
est inférieur à 40 %. Si elle est produite en cogénération avec de la
chaleur, les rendements sont plus élevés, de l’ordre de 70 %.
179
Ils permettent de valoriser la chaleur à grande échelle mais ne sont pas une activité
exclusive à la biomasse énergie.
180
Sur la base du rapport : 1Ktep= 11,6279 GWh.
181
Rapport de l’électricité produite et de l'énergie consommée.
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COUR DES COMPTES
En 2011, les productions de chaleur et d’électricité à partir de la
biomasse sont légèrement inférieures aux objectifs affichés du plan
d'action national en faveur des énergies renouvelables. La production de
chaleur produite en 2011 à partir de biomasse s’est ainsi élevée à
9 282 Ktep (pour une cible fixée à 10 250 Ktep) et la production
d’électricité à base de biomasse a atteint 453 Ktep pour une cible de
513 Ktep.
Le biogaz
Aujourd’hui, aucune évaluation globale de la ressource n’est
disponible.Avec 300 millions de tonnes par an de déjections animales issues
des élevages, l’ADEME considère que la France dispose d’un des plus gros
potentiels de production de biogaz agricole en Europe. Pourtant, la
méthanisation agricole reste balbutiante en France, représentant moins de
0,4 % du biogaz produit et seulement quelques dizaines d’installations.
La production de chaleur à partir de biogaz est symbolique alors que
celle d’électricité (1,1 TWh) représente 21,2 % de la production d’électricité
de sources biomasse (5,2 TWh) mais seulement 1,3 % de la production totale
d’électricité renouvelable.
Les perspectives du marché mondial
La biomasse énergie représenterait 10 % de l’énergie primaire
consommée dans le monde. Plus des deux tiers de cette énergie est
consommée dans les pays en développement, le reste l’étant dans les pays
industrialisés pour la production de chaleur et d’électricité et de
biocarburants.
Dans l’Union Européenne, selon les statistiques EurObserv’ER
(2011), le marché de la biomasse solide (chaleur et électricité hors
combustion des déchets municipaux renouvelables) a atteint 79 Mtep en
2010, avec une forte progression entre 2008 et 2009. L’Allemagne
(15 %), la France (13 %), la Suède (12 %) et la Finlande (10 %)
représentent la moitié de la production d’énergie issue de la biomasse
solide au sein de l’Union Européenne des vingt-sept.
L’essentiel de la biomasse énergie est consommée sous forme de
chaleur : 66 Mtep (sur la production précitée de 79 Mtep) en 2010 mais le
ratio entre valorisation thermique et électrique, varie fortement d’un pays
à l’autre.
Dans l’Union Européenne des vingt-sept, la proportion de
production de chaleur s’établit à plus de 80 % en moyenne, avec la Suède
à 87 %, la Finlande à 79 %. En France et en Italie, avec un marché
résidentiel prédominant, la consommation de chaleur correspond à plus
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de 90 % de l’énergie primaire produite. La France est ainsi le premier
consommateur de chaleur issue de biomasse solide (hors déchets) en
Europe. En Allemagne le débouché électrique est plus important puisque
la consommation de chaleur correspond à 70 % de l’énergie primaire
produite. Au Royaume-Uni et aux Pays-Bas, les valorisations thermiques
et électriques sont quasiment équivalentes.
Aux États-Unis, le développement de la biomasse énergie est
focalisé sur l’essor des biocarburants et la contribution du bois énergie à
la production totale d’énergie primaire dépasse à peine 2 % en 2009. Le
secteur résidentiel ne consomme que 24 % du bois énergie. En France en
2011, cette part atteint plus de 70 % pour la production de chaleur.
En Europe, le potentiel de développement du marché à horizon
2020 a été estimé à partir des Plans d’action nationaux énergie
renouvelable (NREAP) établis dans le cadre de la Directive européenne
énergie renouvelable 2009/20/CE.
Les objectifs des États membres sont ambitieux avec une
croissance annuelle de la consommation d’électricité issue de biomasse
solide supérieure à 7 % sur la période 2010-2020. Dans le même temps la
consommation de chaleur doit progresser de près de 4 % en rythme
annuel.
D’après les indicateurs EurObserv’ER, la dynamique de la filière
biomasse en 2010, permettrait d’atteindre les objectifs fixés en termes de
production d’électricité, et de dépasser les objectifs de production de
chaleur.
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152
L’hydroélectricité
Présentation
Usage :
Production d’électricité
Rang (2011)
: première source d’électricité renouvelable (75,6 %).
Catégories d’installations :
Le fonctionnement d’une centrale hydroélectrique repose sur l’utilisation de
l’énergie acquise par l’eau du fait de la gravité. Cette énergie est convertie en
énergie mécanique grâce à une ou plusieurs turbines, puis en électricité au moyen
d’alternateurs.
Il existe trois types de centrales hydroélectriques en fonction de leur architecture et
de l’utilisation qu’elles font de l’eau :
-
les centrales avec réservoir d’eau, d’éclusée ou de lac. Lorsque les
vannes sont ouvertes, l’eau est amenée par une «
conduite forcée
»
jusqu’à la centrale où elle est turbinée. L’énergie de l’eau est donc
potentielle : elle provient du différentiel de hauteur entre la retenue d’eau
et la centrale et peut être utilisée à la demande. L’eau est détournée de
son cours naturel et rejoint ensuite une rivière par un «
canal de fuite
».
-
les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) se rapprochent
des centrales de lac mais fonctionnent avec deux réservoirs, un en amont
et un en aval. Elles sont en principe isolées de tout cours d’eau et
fonctionnent
en
circuit
fermé.
Contrairement
aux
centrales
hydroélectriques classiques, elles disposent, en plus des turbines, de
pompes permettant de faire remonter l’eau du bassin aval au bassin
amont. Les STEP permettent de profiter du différentiel de prix de
l’électricité selon les variations de la demande. Lorsque la demande
d’électricité est faible (notamment la nuit) alors que l’offre de base est
garantie, les prix de l’électricité sont faibles et les STEP utilisent
l’électricité surabondante pour pomper l’eau présente dans le bassin
inférieur et remplir le bassin supérieur. Inversement, pendant les pointes
de demande d’électricité, les STEP turbinent l’eau présente dans le
bassin supérieur, remplissant ainsi le bassin inférieur, et profitent des prix
élevés de l’électricité alors produite.
-
les centrales au fil de l’eau turbinent en permanence l’eau d’un cours
d’eau au débit généralement puissant
.
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ANNEXES
153
Caractéristiques du parc installé en France fin 2011
Puissance installée : 25,5 GW
Production normalisée
182
: 62,8 TWh
Comparaisons européennes en 2011:
Allemagne :
25 TWh
Espagne
5,2 TWh
Royaume-Uni
5,7 TWh
Répartition de la puissance et de la production par catégorie d’installations :
-
avec réservoir
: 70 % de la puissance totale; 51 % de la production
totale ;
-
Lac 36 % de la puissance ; 25 % de la production ;
-
Eclusée 17 % de la puissance ; 18 % de la production ;
-
STEP 17 % de la puissance ; 8 % de la production ;
-
sans réservoir (fil de l'eau) :
30 % de la puissance ; 49 % de la
production.
Principales caractéristiques des technologies utilisées :
-
non intermittentes pour les installations à réservoir ;
-
intermittente pour les installations au fil de l’eau.
-
l’énergie issue du pompage n’entre pas dans la catégorie des énergies
renouvelables.
Facteur de charge
183
:
-
avec réservoir :
durée de fonctionnement 1 925 heures/an
184
soit
environ 21 % ;
(Lac : 1 826 heures/an ; éclusée : 2 737 heures/an ; STEP : 1 310 heures/an)
-
sans réservoir (fil de l'eau)
: durée de fonctionnement 4 386 heures/an,
soit environ 46,6 %.
182
Au sens de la directive européenne de 2009, c’est-à-dire lissée sur les quinze
dernières années afin de limiter les effets des aléas climatiques.
183
Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite
sur une période donnée et l’énergie produite par un fonctionnement à la puissance
maximale durant la même période (source RTE).
184
En équivalent pleine puissance.
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154
COUR DES COMPTES
Une technologie éprouvée et qui présente peu
d’inconvénients
L’hydroélectricité est une technologie développée depuis plus de
cent ans en France et progressivement améliorée. Les principaux sites
sont aujourd’hui équipés et les progrès techniques n’apportent que des
améliorations de productivité marginales.
Elle est très faiblement émettrice de gaz à effet de serre et favorise
l’indépendance énergétique.
Si les installations hydroélectriques peuvent présenter un risque
pour les personnes et les biens, leur principal inconvénient est leur impact
sur les milieux naturels, la continuité des cours d’eau et la biodiversité.
Des mesures sont prises au cas par cas pour pallier les difficultés.
Une source d’énergie indispensable
L’hydroélectricité est la première source d’électricité renouvelable
en France (75,6 % en 2011) et représente environ 30 % de la production
d’énergie renouvelable, hors biocarburants
185
. Elle est aussi la deuxième
source d’électricité (12 %) après l’énergie nucléaire. La puissance
installée a très faiblement progressé depuis 1990 (2 %) et atteint 25,5 GW
en 2010. Elle représente une production équivalente à celle d’une dizaine
de réacteurs nucléaires
186
.
La production hydroélectrique dispose de précieux atouts. Outre
son volume, elle est flexible et peut être modulée précisément et en temps
réel, pour répondre aux pointes de consommation. Les stations
d’élévation de l’eau par pompage (STEP) peuvent stocker l’énergie et la
restituer à la demande.
Une filière très concentrée
1 700 exploitants gèrent 2 225 centrales hydroélectriques en
France.
185
En raison des conditions météorologiques, la production hydroélectrique peut
fortement fluctuer. Sur près de trente ans, les variations ont ainsi pu atteindre moins
30 % à plus 10 % autour de la valeur moyenne de 66 TWh.
186
Production nucléaire annuelle (423,5 TWh) / capacité nucléaire installée (63 GW)
= 6722 GWh par GW nucléaire installé. La production annuelle d’hydroélectricité est
de 69 TWh, soit la production équivalente à 10,3 GW nucléaire (69 TWh /
6722 GWh).
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ANNEXES
155
Les grands groupes industriels (EDF et GDF-Suez) exploitent plus
de 90 % de la puissance installée, le plus souvent sous forme de
concessions. Le parc d’EDF
187
, dont l’âge moyen atteint 60 ans,
représente, en 2011 et en France métropolitaine, 80 % du parc français.
Les deux autres acteurs d’envergure en France sont la Compagnie
nationale du Rhône (CNR) et la Société hydro-électrique du Midi
(SHEM) qui sont deux filiales du groupe GDF-Suez
188
.
Le solde de la puissance installée est couvert par de petites
centrales
soumises
au
régime
de
l’autorisation
(<4,5 MW),
principalement gérées par des petits exploitants regroupés au sein
d’associations ou de syndicats professionnels
189
.
Une production essentiellement assurée par des
installations concédées
Les installations hydroélectriques d’une puissance supérieure à
4,5 MW sont exploitées en France sous le régime de la concession. En
2010, 18 % des installations hydroélectriques (407 centrales) cumulaient
95 % de la puissance hydroélectrique installée. EDF détient 80 % de la
puissance hydroélectrique concédée. Les 20 % restants sont répartis entre
le groupe GDF-Suez (12 %) et des producteurs indépendants (8 %).
Elles représentaient, avec 67,6 TWh, 93 % de la production
hydroélectrique totale.
La France s’est engagée auprès de l’Union européenne à
renouveler ses concessions. La mise en concurrence des candidats doit
permettre d’accroître la production hydroélectrique et de mieux valoriser
cet actif public, tout en améliorant l’insertion environnementale de la
grande hydroélectricité. Les dix premières concessions concernées
190
187
EDF exploite 453 centrales hydroélectriques dont 265 ont une puissance inférieure
à 12 MW. Son parc atteint une puissance de 20,4 GW, dont 95 % concerne des
centrales d’une puissance supérieure à 12 MW.
188
La CNR est détenue à 49,97 % par le groupe GDF-Suez et à 50,03 % par des
acteurs publics (33,2 % par la Caisse des dépôts et consignations et 16,83 % par des
collectivités locales). Elle est le concessionnaire de la chaîne d’aménagements
hydroélectriques sur le Rhône (19 centrales d’éclusée) et produit chaque année
environ 15 TWh, la plaçant au deuxième rang de la production d’électricité française.
La SHEM exploite 51 installations, principalement dans les Pyrénées, pour une
production d’environ 1,8 TWh.
189
France Hydro-Electricité rassemble environ 500 centrales d’une puissance cumulée
de 4,3 GW et la Fédération EAF (Electricité autonome française) regroupe 500 petits
producteurs. Ils sont les principaux interlocuteurs des pouvoirs publics pour cette
catégorie.
190
82 % de la puissance mise en concurrence étaient concédés à EDF et 14 % à la
SHEM.
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156
COUR DES COMPTES
regroupent quarante-sept centrales et représentent 5,2 GW de puissance
installée, soit 20 % du parc hydroélectrique concédé. Un deuxième
ensemble de concessions (environ 6,5 GW) devrait être renouvelé entre
2020 et 2030.
Les technologies potentiellement porteuses d’avenir :
les énergies marines
Située en Bretagne depuis 1966, l’usine marémotrice de La Rance
est l'une des deux seules usines au monde à produire de l’électricité à
partir de la force des marées. La production d’électricité est de
500 GWh/an (soit l’équivalent de la consommation de 223 000 habitants),
pour une puissance installée de 240 MW
191
. Le facteur de disponibilité de
l’installation est d’environ 25 %.
D’autres technologies, hydroliennes et houlomotrice, encore en
développement, recourent à la force des courants et des vagues pour
produire de l’électricité. Le potentiel européen de l’énergie hydrolienne a
été estimé entre 7 et 10 GW par une étude de l’Université d’Oxford de
2005, dont 5 à 7 GW au Royaume-Uni et entre 1 et 3 GW en France.
Selon l’Ifremer, la ressource houlomotrice européenne serait quant à elle
très supérieure, de l’ordre de 50 GW dont 10 à 15 GW en France. RTE
considère que 1,5 GW de puissance relevant de ces technologies
pourraient être installés à l’horizon 2030.
Complexes, le développement de ces technologies est en phase
pré-expérimentale. Il entre également dans le cadre du programme
Investissements d’avenir.
191
D’après les données d’EDF.
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ANNEXES
157
La filière éolienne
Energies éoliennes
Usage :
Production d’électricité
Rang (2011)
: Deuxième source d’électricité renouvelable (15,3 %) derrière
l’hydroélectricité (75,6 %).
Catégories d’installations :
Le fonctionnement d’une éolienne repose sur la transformation de l’énergie
cinétique du vent en énergie mécanique par la rotation des pales puis en énergie
électrique via un alternateur.
Les éoliennes peuvent être installées sur terre ou en mer.
Actuellement en France, seules des installations éoliennes terrestres sont en
production. Les caractéristiques techniques des installations existantes et en cours
de développement sont très variables. 27 % des installations raccordées fin 2011
affichent une puissance unitaire inférieure à 36 kW et sont dites de « petit éolien »
pour des hauteurs d’installations inférieures à 50 mètres (voir 12 mètres pour
l’éolien de proximité).
- la technologie standard mobilise des vents de 6 à 12 m/s. La technologie vents
faibles permet d'exploiter des vents de 3 à 6,5 m/s, avec une puissance unitaire
moindre (encore au stade de prototypes).
- l'éolien spécifique est destiné aux marchés des zones insulaires et/ou difficiles
(zones froides par exemple). Il est adapté aux zones cycloniques qui requièrent des
éoliennes rabattables.
- le petit éolien est destiné aux applications principalement à usage individuel et
non raccordé, qu’il s’agisse d’une maison, d’une ferme isolée ou bien d’un bateau
de plaisance, exemples parmi les plus courants.
- l'éolien en mer (offshore) de taille moyenne a d'abord mobilisé des machines
issues directement de la technologie de l’éolien terrestre, posées en mer sur des
fondations diverses : socle par gravité, monopieu, jacket en acier, structures en
béton ou bien tripodes.
La capacité d’installation est limitée par la profondeur d’eau. Aujourd’hui, la limite
générale pour une installation économiquement viable est de 40 mètres. Le
développement d'éoliennes en mer grandes ou géantes, vise à réduire le coût
unitaire d’installation par unité de puissance installée au moyen de la mutualisation
des coûts structurels (logistique, raccordement, fondations, etc.).
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158
COUR DES COMPTES
Caractéristiques du parc installé en France fin 2012
192
Nombre d’installations
193
: 1 127
Puissance installée : 7,5 GW
Production normalisée
194
: 14,3 TWh.
Comparaisons européennes (en 2011):
Allemagne :
47 TWh
Espagne :
42,1 TWh
Danemark :
9,7 TWh
Royaume-Uni :15,7 TWh
Principales caractéristiques des technologies utilisées :
Intermittentes.
Puissance unitaire d’une éolienne terrestre
- standard : 2 à 3 MW
- spécifique : 1 à 2 MW
- petit éolien : 36 à 350 kW
Facteur de charge
195
moyen d’une éolienne terrestre : 23%
Puissance unitaire d’une éolienne en mer
- moyennes : 2 à 3 MW
- grandes : 5 à 10 MW
- géantes : 10 à 20 MW (encore à l’étude)
La place de l’industrie française dans l’éolien terrestre
Les perspectives du marché mondial
Fin 2011, une puissance cumulée de 238 GW éoliens étaient
installés dans le monde
196
, dont 94 GW dans l’Union européenne. Courant
2011, 41 GW ont été raccordés dont 19 GW en Chine, marquant ainsi le
dynamisme de ce pays.
192
Le CGDD publie trimestriellement un tableau de bord statistique éolien-
photovoltaïque qui présente des chiffres actualisés par rapport aux autres énergies.
193
Une installation peut être une micro-éolienne ou une ferme constituée d’un nombre
important de mâts. Elles sont comptabilisées dès l’entrée en vigueur du contrat de
raccordement, c’est-à-dire au moment où elles peuvent être mises en service. Les
puissances considérées sont les puissances
maximales délivrées au réseau souscrites
dans le contrat de raccordement.
194
Au sens de la directive européenne de 2009, c’est-à-dire lissée sur les cinq
dernières années pour la production éolienne afin de limiter les effets des aléas
climatiques.
195
Le facteur de charge est le rapport entre l’énergie électrique effectivement produite
sur une période donnée et l’énergie produite par un fonctionnement à la puissance
maximale durant la même période (source RTE).
196
EurObserv’ER (2012).
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ANNEXES
159
En 2010, selon la Fondation Pew Environment, la Chine aurait
ainsi investi 47,6 Md€
2010
dans l'éolien. Par comparaison, les États-Unis
n’auraient investi « que » 13,6 Md€
2010
. L’objectif du gouvernement
chinois est de se limiter à l’installation de 15 GW par an, pour obtenir en
2020 un parc éolien de 200 GW capable de produire 400 TWh.
Le marché européen est marqué par le fléchissement du
développement de l’éolien terrestre, qui représente 105,6 GW de
capacités à terre et seulement 4,7 GW en mer. Selon EurObserv’ER, la
principale raison en est le contrôle accru aujourd’hui exercé sur les grands
marchés de l’Union européenne. Compte-tenu de ces constats, le marché
global de l’éolien devrait se maintenir dans les années à venir autour de
40 GW installés par an.
L’autre perspective importante du marché éolien mondial est la
préparation logistique, technologique et industrielle du marché de l’éolien
en mer européen
197
.
L’EWEA,
association
professionnelle
européenne
des
développeurs éoliens, a comptabilisé neuf projets en cours de
construction courant 2011, pour une puissance de 2,3 GW, ainsi que neuf
autres projets réalisables dans un délai de trois ans pour une puissance
additionnelle de 2,9 GW. À l’horizon 2015, le parc en mer européen
installé devrait représenter près de 9 GW.
De manière générale, en termes d’opérateurs, le marché européen
de l’éolien
offshore
est éclaté. En revanche, le marché des équipements
destinés à l’éolien en mer a été, pour les installations réalisées au premier
semestre 2012, très largement occupé par Siemens. Cette situation devrait
évoluer avec l’arrivée sur le marché de turbines de puissance de 5 ou
6 MW dont celles d’AREVA, qui a déjà installé ses premières machines
sur le parc éolien allemand Alpha Ventus, et d’Alstom, actuellement en
cours de développement.
Des industriels français présents sur le marché
Début 2011, la filière française de l’éolien comptait cent quatre-
vingt entreprises
198
et cent cinquante autres étaient identifiées comme
pouvant se diversifier dans l’éolien
199
.
197
Id.
198
DGEC, rapport sur les énergies décarbonées.
199
SER-FEE, Windustry France 2011.
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160
COUR DES COMPTES
Historiquement, l’industrie éolienne française s’est spécialisée
dans la fabrication de composants (mâts, pales, génératrices, etc.).
Aujourd’hui AREVA (Multibrid), Alstom (Ecotècnia) et Vergnet se
positionnent aussi sur le marché l’assemblage.
Les compétences de l’industrie française sont reconnues même si
elles ne sont pas toujours directement mises en oeuvre dans le cadre de
l’industrie éolienne. Des acteurs industriels historiques, comme DCNS,
EADS, Eiffel, y redéploient également leurs activités
200
.
Une technologie potentiellement porteuse
d’avenir : l’éolien flottant
Les éoliennes flottantes doivent permettre de s’affranchir de la
contrainte actuelle des 40 mètres de profondeur de l’éolien ancré pour
disposer, plus loin des côtes, de vents de force et de régularité accrues.
Elles réduisent également l’impact paysager sur les façades maritimes
tout en limitant les conflits d’usage avec les professionnels de la mer.
La technologie mise en oeuvre est plus complexe et ne deviendra
compétitive qu’à la condition de réduire significativement le prix des
flotteurs. Plusieurs prototypes, dont certains français
201
, sont en cours
d’expérimentation ou en voie de l’être et le programme Investissements
d’avenir est également mobilisé via des appels à projet de l’ADEME pour
des démonstrateurs.
200
Rapport sur
les enjeux énergétiques, industriels et sociétaux de l’éolien et du
photovoltaïque
, CGEDD–CGEIET, septembre 2012.
201
Projet Winflo de l'entreprise bretonne Nass&Wind Industrie, en partenariat avec
DCNS, le groupe Vergnet, l'Ifremer et l'Ecole nationale supérieure de techniques
avancées de Bretagne/ projet VertiWind, développé par une start-up lilloise Nenuphar.
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ANNEXES
161
La filière solaire
Présentation
Solaire photovoltaïque
Usage :
Production d’électricité
Rang (2011) :
quatrième source d’électricité renouvelable (2,7 %) derrière la
biomasse (6,3 %), l’éolien (15,3%) et l’hydraulique (75,6 %).
Catégories d’installations :
Les technologies photovoltaïques transforment directement l'énergie solaire en
électricité au moyen d’un ensemble de cellules regroupées en modules. On parle
couramment de panneaux solaires photovoltaïques.
Plusieurs filières technologiques de maturités différentes existent. On peut les
classer selon trois générations :
- première génération au stade de la commercialisation : systèmes à base de silicium
cristallin (monocristallin et polycristallin) ;
- seconde génération au stade du développement commercial : technologies des
couches minces qui se divisent en trois familles (silicium amorphe, tellure de
cadmium (CdTe), et alliages de cuivre, indium, gallium et sélénium (CIS, CIGS),
notamment
). Les panneaux de deuxième génération sont fabriqués en déposant
une ou plusieurs couches semi-conductrices et photosensibles sur un support de
verre, de plastique ou d’acier. Cette technologie permet de diminuer les coûts de
fabrication mais le rendement des cellules est moindre ;
- troisième génération en phase de recherche et développement ou de démonstration :
cellules solaires hybrides et organiques ; concepts à haut rendement recourant aux
nanotechnologies ; cellules solaires photovoltaïques à concentration.
Caractéristiques du parc installé en France fin 2012
Nombre d’installations : 281 724 (dont 242 793 d’une puissance inférieure à 3kW).
Puissance installée : 4 GW
Production : 4 TWh
Comparaisons européennes
en 2011
:
Allemagne :
19 TWh
Espagne :
7,4 TWh
Royaume-Uni : 0,25 TWh
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162
COUR DES COMPTES
Principales caractéristiques des technologies
:
Intermittente.
Silicium
cristallin
Couches
minces
Organique
Concentration
Rendement
202
max (en
laboratoire)
25 – 30 %
10 – 20 %
< 10 %
> 40 %
Rendement
commercial
14 - 22 %
7 - 12 %
1 – 5 %
25 – 30 %
Surface / kWc
7 - 8m
2
11 - 15 m
2
-
5 - 3,3 m
2
Nature des
améliorations
attendues
Recherche
incrémentale
(coût et
quantité de
silicium).
Rupture
durée de
fonctionnement
(limitée à
5 ans)
Doivent en
permanence être
orientées vers le
soleil
Temps de
fonctionnement
> 25 ans
15 - 20
5
-
Solaire thermique
Usage :
Production de chaleur
Rang (2011)
: quatrième source de production de chaleur d’origine
renouvelable (0,9 %) derrière la biomasse (solide et gazeuse) (87,4 %) et les
pompes à chaleur (aéro et géothermiques) (10,7 %) et la géothermie
profonde (0,9 %).
Catégories d’installations :
Les installations thermiques concentrent la chaleur produite par le
rayonnement solaire sur un fluide caloporteur qui permet d’alimenter ensuite
un procédé de production d’électricité.
Cette technologie permet de développer des installations de forte puissance,
qu'il est ensuite possible d’hybrider avec des centrales thermiques
classiques. Elle permet aussi de moduler la production électrique grâce à des
stockages thermiques, qui permettent un fonctionnement en semi-base.
Caractéristiques du parc installé en France fin 2011
Surface de capteur : 2,26 millions de m
2203
Production : 1,1 TWh
202
Rapport de l’électricité produite et de l'énergie consommée.
203
Unité retenue par le SoeS du CGDD.
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ANNEXES
163
Principales caractéristiques des technologies utilisées
:
Intermittente.
Le rayonnement solaire direct, indispensable au fonctionnement de cette
technologie, la limite aux régions de climat tropical sec et ne permet pas un
fort développement en France.
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ANNEXES
164
La filière géothermique
Présentation
Usage :
Production de chaleur et d’électricité
Rang :
-
troisième source de production de chaleur d’origine renouvelable (4,3 %)
(avec les pompes à chaleur géothermique) derrière la biomasse (solide et
gazeuse) (87,4 %) et les pompes à chaleur aérothermiques (7,4 %) et le
solaire thermique (0,9 %) ;
-
dernier rang de la production d’électricité renouvelable (0,1 %).
Catégories d’installations :
La géothermie recouvre des technologies très différentes qui ont en
commun l’usage de la chaleur présente naturellement dans l’écorce terrestre
ou dans des nappes d’eau souterraines (aquifères).
Les différents types de géothermie dépendent de la température de la
ressource et donc, sauf anomalie géologique, de sa profondeur :
- la géothermie basse température, qui concerne essentiellement l'habitat
individuel, le petit habitat collectif et le tertiaire, et repose sur l'installation
de pompes à chaleur individuelles ;
- la géothermie par usage direct de la chaleur, qui peut correspondre à
l'exploitation par forage d'aquifères profonds (plusieurs centaines de
mètres) ou à celle de zones à gradients thermiques élevés (par sonde) pour
l'alimentation de réseaux collectifs de chaleur ;
- la géothermie à très haute température, orientée vers la production
d'électricité et qui concerne principalement les zones volcaniques ou de
fracture géologique, pour laquelle les forages peuvent atteindre et même
dépasser 5000 mètres.
Enfin, la géothermie intègre une part d'autoproduction qui ne figure dans
aucune statistique, mais peut être significative. Il s'agit des « puits
canadiens », également appelés en France « puits provençaux ». Cette
technique simple et ancienne consiste à relier à l’extérieur un local fermé, le
plus souvent un habitat individuel,
par une canalisation enfouie à faible
profondeur. Un système de ventilation électrique permet de faire circuler
l'air et suivant la saison, de refroidir ou réchauffer l'intérieur en utilisant la
très grande inertie thermique du sous-sol, qui à quelques mètres de
profondeur reste stable à 13/14 degrés, quelle que soit la température
extérieure. Aucun suivi statistique n'existe sur ces installations.
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ANNEXES
165
Caractéristiques du parc installé en France en 2011
Production de chaleur :
94 Ktep soit 109 GWh pour la géothermie
profonde et 360,7Ktep soit 419,4 GWh pour les pompes à chaleur
géothermiques
204
.
Production d’électricité
: 56 GWh
La production d’électricité est réalisée par deux uniques installations en
France :
- une unité de recherche à Soultz-sous-forêt (en région Alsace) de 1,5MW.
- l’usine de la société Géothermie Bouillante en Guadeloupe d’une capacité
de 16MW.
Principales caractéristiques des technologies utilisées
:
La hausse de la température liée à l'augmentation de la profondeur est
appelée "gradient géothermal". Celui-ci est en France en moyenne de 3° par
100 mètres, mais il peut atteindre 10° dans certaines zones, comme par
exemple dans le nord de l'Alsace.
Dans les zones volcaniques, et plus généralement dans celles de collision de
plaques lithosphériques (toute la ceinture du Pacifique ou l'arc caraïbe par
exemple), le gradient peut dépasser 30 ° par 100 mètres.
Le potentiel de la géothermie est faible (0,06 watt par mètre carré) mais
inépuisable, très variable selon les zones et les profondeurs, et non
intermittent.
Le marché mondial
La géothermie est prioritairement utilisée pour la production de
chaleur, même si la production électrique se développe rapidement dans
certaines zones volcaniques du globe.
Les capacités géothermiques de production électrique totales dans
le monde sont estimées par l'AIE à 11 GW, essentiellement autour de
l'Océan Pacifique. Les États-Unis ont la puissance installée la plus élevée,
(environ 3 GW), devant l'Indonésie et le Mexique. Plusieurs pays
approchent ou dépassent les 20 % de part de cette source dans le bilan
énergétique global : Salvador, Kenya, Philippines notamment.
204
Sur la base de 1 Ktep = 1,16279 GWh -Le coefficient de conversion retenu dans le
cas de la géothermie est différent de celui utilisé pour les autres sources de production
en raison de ses caractéristiques.
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166
COUR DES COMPTES
En Europe, en dehors du cas particulier de l'Islande qui produit la
totalité de l'électricité qu'elle consomme avec des énergies renouvelables,
seule l'Italie a développé une capacité significative (810 MW).
S'agissant de la production de chaleur, la France occupe le
5
ème
rang européen. Le premier pays, la Suède, se caractérise par une
absence de ressources à très haute température, et par une politique
volontariste d'exploitation de la géothermie basse température dans le
secteur de l'habitat: 85 % des constructions neuves y sont équipées
d'installations géothermiques.
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ANNEXES
167
Annexe n° 7 : liste des dispositifs incitatifs pour le développement des énergies renouvelables
dans la production d’électricité et de chaleur
Chaleur
1
hydraulique / 2
biomasse / 3
éolien
/ 4
solaire / 5 géothermie
Mesures financières
Fonds chaleur- Dispositif de soutien à l’investissement.
2-4-5
Mesures financières
Aides de l’Agence nationale de l’Habitat pour le changement d’installations de chauffage, y compris pour l'installation
d'équipements de production d'énergie renouvelable.
2-4-5
Mesures financières
Eco-prêt à taux zéro pour l’installation d’un chauffage utilisant les énergies renouvelables.
2-4-5
Mesures financières
Contrats de projet État région CPER
- pour la programmation et le financement pluriannuel des projets. Sont principalement concernés le développement de
la filière thermique bois (chaufferies collectives) avec le suivi de la problématique d'approvisionnement
- pour la programmation et le financement pluriannuel des projets. Sont principalement concernés le développement des
capteurs solaires thermiques avec intégration dans le bâtiment
2-4
Mesures financières
Plan de performance énergétique des exploitations agricoles (PPE)- aides à l’investissement pour l’installation de
chaudières biomasse, ainsi que des unités de méthanisation et pour l’installation de chauffe-eau solaires
2-4
Mesures financières
Dispositif des certificats d'économies d'énergie délivrés pour l'installation d'équipements permettant le remplacement
d'une source d'énergie non renouvelable par une source d'énergie renouvelable.
2-5
Mesures financières
Plan de soutien à la politique des déchets pour la production de biogaz via la méthanisation
2
Mesures financières
Aides à la construction ou à l’aménagement de serres maraîchères et de serres dans le secteur de l'horticulture
ornementale et de la pépinière accordées par France AgriMer Le remplacement d’un système de chauffage à fuel lourd
ou gaz par un système de chauffage à énergie renouvelable.
2
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168
COUR DES COMPTES
Mesure fiscale
TVA à taux réduit (5,5 %) :
- pour l’équipement de systèmes de chauffage performant dans les logements de plus de deux ans.
- sur les livraisons de chaleur par un réseau de chaleur dès lors que le taux d’énergies renouvelables utilisées dépasse
50 %-( 2,1 % en Corse, Guadeloupe, Martinique et Réunion).
-photovoltaïque : éligibilité des travaux dans les logements résidentiels de plus de deux ans. Avec un objectif de
4 millions de logement équipés en 2020
- sur les livraisons de chaleur par un réseau de chaleur dès lors que le taux d’énergies renouvelables utilisées dépasse
50 %-( 2,1 % en Corse, Guadeloupe, Martinique et Réunion).
2-4-5
Mesure fiscale
CIDD - crédit d’impôt développement durable - Eligibilité des appareils de chauffage fonctionnant au bois ou autres
biomasses, et énergies solaires et les pompes à chaleur géothermique
2-4-5
Mesure fiscale
Amortissement dégressif ou exceptionnel sur 12 mois pour :
- le matériel d'exploitation de la biomasse (chaudières avec ses auxiliaires et ses équipements de stockage et
d'alimentation en combustible, équipements sylvicoles utilisés exclusivement pour la production et le conditionnement
de bois à des fins énergétiques, digesteurs et équipements de production thermiques ou électriques associés à une
utilisation du biogaz), autres matériels de transformation thermochimique de la biomasse, autres types d'équipements de
valorisation thermique et électrique des biocombustibles
- les réseaux de récupération et collecte de biogaz en vue de son utilisation énergétique.
- les pompes à chaleur géothermiques dont le coefficient de performance est supérieur ou égal à 3
- le matériel permettant l'utilisation d'énergie géothermique
- le matériel de raccordement à un réseau de chaleur utilisant majoritairement de l'énergie géothermique
2-5
Mesures législatives et
réglementaires
Classement des réseaux de chaleur ou de froid alimentés majoritairement par des énergies renouvelables pouvant rendre
obligatoire le raccordement d’un bâtiment dans le périmètre d’un réseau.
2
Mesures législatives et
réglementaires
Possibilité d’accroitre la durée des délégations de service publique que constituent la plupart des réseaux de chaleur
dans le cas d’investissements pour le développement des énergies renouvelables.
2
Electricité
Mesure financière /Tarifs
d’achat
Pour la petite hydraulique <12MW
Tarifs modulés de primes à l’efficacité énergétique et de primes selon le type de biomasse
Pour l’éolien terrestre et l’éolien en mer
Tarifs modulés de primes d'intégration au bâti et d'intégration simplifiée au bâti mises en place suite à la révision des
tarifs en janvier 2010
Tarifs modulés de primes à l’efficacité énergétique pour la géothermie
1-2-3-4-5
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ANNEXES
169
Mesure financière
Aides des collectivités locales.
1-2-3-4-5
Mesure financière /Appels à
projets/d’offre
Nationaux ou régionaux pour la biomasse
Pour l’éolien terrestre et l’éolien en mer
Pour le photovoltaïque
2-3-4
Soutien à la recherche
ADEME : appels à manifestation d’intérêt (AMI ) :dans le cadre du fonds démonstrateur de recherche géré pour la
production d'électricité à partir de dispositifs photovoltaïques innovants et un AMI concernant la production
d'électricité à partir de centrales solaires thermodynamiques ont été lancés en 2010.
-Investissements d’avenir
-Programmes ANR.
1-2-3-4-5
Mesure financière
Plan de performance énergétique des exploitations agricoles (PPE)- aides à l’investissement pour l’installation de
chauffe-eau solaires et d’équipements liés à la production d’électricité en site isolé et non connecté au réseau (petites
éoliennes et panneaux photovoltaïques)
3-4
Mesure fiscale
CIDD : -Eligibilité des équipements de production d’électricité fonctionnant à partir de de l'énergie hydraulique, la
biomasse, l’éolien, solaire thermique.
1-2-3-4
Mesure fiscale
Amortissement dégressif ou exceptionnel sur 12 mois pour :
- pour le matériel permettant l'utilisation d'énergie hydraulique
- Idem chaleur (ci-dessus) +
- les turbines à condensation pour la production d'électricité à partir de vapeur provenant principalement de
l'incinération de déchets industriels ou ménagers
- pour les équipements de production d’électricité fonctionnant à partir d’énergie éolienne
permettant la production d'électricité, son stockage et son raccordement au réseau
1-2-3
Mesure fiscale
Régimes fiscaux des exploitants agricoles permettant de ne pas payer en totalité l'impôt sur le revenu associé à la
revente d'électricité produite par une centrale à biomasse et photovoltaïque
2-4
Mesure fiscale
TVA à taux réduit (5,5 %) :
- pour l’équipement en panneaux solaires thermiques ou photovoltaïques dans les logements de plus de deux ans. Pour
les installations photovoltaïques, le taux est appliqué lorsque la puissance installée est inférieure à 3kWc. Au-delà, le
taux normal s’applique.
4
Mesure fiscale
Les propriétaires d'installations photovoltaïques d'une puissance inférieure à 3 kW sont exonérés de démarches fiscales
liées à la revente de l'électricité générée et n'ont pas en particulier à payer l'impôt sur le revenu de cette vente
d'électricité
4
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Mesure réglementaire
Renouvellement des concessions d’ouvrages hydroélectriques
1-2
Mesure réglementaire
Dispositifs de la garantie d’origine ; certificats RECS (renewable energy certificate System)
2
Mesure réglementaire
Classement des réseaux de chaleur ou de froid alimentés majoritairement par des énergies renouvelables pouvant rendre
obligatoire le raccordement d’un bâtiment dans le périmètre d’un réseau.
5
Mesure réglementaire
Possibilité d’accroitre la durée des délégations de service publique que constituent la plupart des réseaux de chaleur
dans le cas d’investissements pour le développement des énergies renouvelables.
5
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ANNEXES
171
Annexe n° 8 : les méthodes de calcul des coûts de
production
La méthode du coût de production moyen actualisé (LCOE)
LCOE =
∑
&
é
è
#
$ %#
&
’
(
)
∑
É
+
+
é
$ %#
&
’
(
)
Où :
Électricité
t
: quantité d’électricité produite pendant l’année « t » ;
1
1 - .
#
/
t
: facteur d’actualisation pour l’année « t » ;
r : taux d’actualisation
Investissement
t
: coûts d’investissement pendant l’année « t » ;
E&M
t
: coûts d’exploitation et de maintenance pendant l’année « t » ;
Combustible
t
: coûts du combustible pendant l’année « t » ;
Carbone
t
: coûts du carbone pendant l’année « t » ;
Démantèlement
t
: coûts de démantèlement pendant l’année « t ».
Source : OCDE-IEA-AEN, 2010
Les coûts comprennent l’investissement, l’exploitation et la
maintenance, ainsi que le combustible. Ils peuvent inclure le coût du
carbone ainsi que le démantèlement. Pour le coût du démantèlement,
l’OCDE recommande de considérer un coût égal à 5 % du coût de
construction. La valeur résiduelle de l’investissement (valeur de la
ferraille, permis carbone restant, etc.) est prise en compte.
Les revenus ne sont pas monétaires mais basés sur la production
physique d’électricité en MWh.
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COUR DES COMPTES
Cette méthode vise à permettre des comparaisons entre sources de
production et entre différents pays. Ainsi, ne sont en général pas intégrés :
-
les coûts de recherche ;
-
les paramètres fiscaux, dont l’impôt sur les sociétés ;
-
les recettes réalisées par les exploitants ;
-
la fluctuation du prix de la production électrique au cours du
fonctionnement de l’installation et de l’optimisation de la
production pour tenir compte des prix du marché.
De même, le calcul est réalisé avec des hypothèses sur les facteurs
de charge qui se situent systématiquement à la limite supérieure de ce qui
est techniquement possible, indépendamment de la possibilité réelle de
raccordement aux réseaux. Elle ne tient pas compte non plus des coûts de
ces derniers, c’est-à-dire de l’impact d’une centrale sur le réseau
d’électricité dans son ensemble. Cette question est particulièrement
importante pour les énergies renouvelables fatales– éolien et solaire
photovoltaïque – dont le développement induit des coûts de réseau.
Une méthode alternative
Le principe de la méthode alternative développée par la Cour n’est
pas celui de l’évaluation aujourd’hui des charges futures actualisées,
ajoutées
à
l’investissement
de
base
mais
celle
des
charges
d’investissements et de démantèlement lissées sur la durée d’exploitation,
c'est-à-dire traitées comme un loyer économique, à ajouter aux charges
d’exploitation et de maintenance, considérées comme constantes.
Le schéma suivant précise la démarche retenue :
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ANNEXES
173
Les coûts globaux actualisés se calculent à partir de l’actualisation
à T
0
des différents flux. Les coûts globaux actualisés de production sans
tenir compte de la rémunération du capital s’écrivent : I+E
act
; les coûts
globaux de production tenant compte de la rémunération du capital
s’écrivent I+E
act
+K
act
.
Le coût à l’unité de production (€/MWh) pour l’année t est ensuite
obtenu en ramenant ces coûts à la production annuelle P
t
. Dès lors que les
coûts et la production sont constants dans le temps, le coût de production
par MWh est constant dans le temps et égal au LCOE.
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ANNEXES
174
Annexe n° 9 : coûts de production des énergies
renouvelables
Coûts moyens actualisés de
production par filière-
ADEME
€/MWh
Fonctiont.en
h/an sauf ind.
contraires
Taux actualisation
5,1 %
8 %
10 %
Hydroélectricité
<1MW
4400
38 - 152
46 - 188
53 - 214
de 1 à 10 MW
3950
35 - 131
43 - 160
49 - 182
> 10 MW
3950
31 - 110
38 - 134
43 - 152
Eolien
Terrestre
2200
52 - 87
62 - 102
69 - 112
en mer
3500
72 - 97
87 - 116
99 - 130
Solaire
photovoltaïque
Nord de la
France
résidentiel et intégré
au bâti 2 à 4 kWc
850 kWh/kWc
181 – 442
230 - 547
265 - 623
commercial/industrie
l 100 à 500 kWc
850 kWh/kWc
158 - 368
200 - 456
230 - 519
centrales au sol 2500
kWc
850 kWh/kWc
154 - 295
195 - 365
224 - 415
Solaire
photovoltaïque
Sud de la
France
résidentiel et intégré
au bâti 2 à 4 kWc
1450 kWh/kWc
107 - 259
135 - 321
155 - 365
commercial/industrie
l 100 à 500 kWc
1450 kWh/kWc
93 - 216
117 - 267
135 - 304
centrales au sol 2500
kWc
1450 kWh/kWc
90 - 173
114 - 214
131 - 243
Solaire
thermique
Nord de la France
200
-
400
kWh/m
2
/an
244 - 563
293 - 689
328 - 781
Sud de la France
300
-
600
kWh/m
2
/an
162 - 375
195 - 460
219 - 520
Solaire
thermodyn.
miroirs parabolique
& Fresnel
2000 - 3500
74 - 154
94 - 194
109 - 222
centrale à tour
3800 - 6100
77 - 111
98 - 139
114 - 160
Géothermie
profonde
pour production de
chaleur
4000
43 - 109
50 - 127
55 - 140
pour production
d'électricité,
7000
30 - 68
36 - 82
41 - 92
Pompes à
chaleur
géothermiques
collectives
2400
49 - 108
53 - 121
56 - 130
Individuelles
2500
38 - 68
42 - 75
45 - 80
Biomasse
Individuelle
2250
62 - 212
63 - 223
64 - 231
chauffage central
2250
56 - 174
57 - 180
57 - 183
Collectif
2000 - 5000
53 - 102
56 - 111
58 - 119
Méthanisation
7500
56 - 220
61 - 241
64 - 256
Source : Cour des comptes- Données ADEME
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ANNEXES
175
L’ADEME a retenu une présentation détaillée qui correspond aux
différents cas qui peuvent se présenter. Trois taux d’actualisation (5,1 %,
8 % et 10 %) ont été utilisés. Ils permettent de prendre en compte
indirectement différentes configurations de financement et d’aléas. Elle
n’a pas pris pas en compte la fiscalité lorsque les données provenaient de
plusieurs pays et certaines sources internationales ne s’appliquent pas
nécessairement à la situation française. Les énergies marines ne sont pas
encore suffisamment mâtures pour afficher des coûts de production
comparables.
Les sensibilités à la puissance, à la productivité ainsi qu’au taux
d’actualisation sont très fortes.
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Coûts d’investissement par filière- Comparaison ADEME-
CRE
€/kW
ADEME
CRE
Hydroélectricité
<1MW
2000-8000
ND
de 1 à 10 MW
1600-6000
> 10 MW
1400-5000
Éolien
terrestre
1126- 1856
1240-1420
en mer
3000 - 3900
3109-4159
Dont raccordement à la
côte
481 - 1170
614-953
Solaire
photovoltaïque
Nord et Sud de la
France
résidentiel et intégré au
bâti 2 à 4 kWc
2200 - 4805
ND
commercial/industriel
100 à 500 kWc
1900 - 4004
centrales au sol 2500
kWc
1850-3204
1560-1770
Solaire thermique
€/m
2
1136- 1462
ND
Solaire thermodyn.
miroirs parabolique &
Fresnel
2700- 7500
centrale à tour
4850-8100
Géothermie
profonde
pour production de
chaleur
1500-3900
pour production
d'électricité,
2000-4500
Pompes à chaleur
géothermiques
collectives
500-1800
Individuelles
700-1080
Biomasse
bois domestique
app.indépendant
150-350
Note1
Bois domestique
chauffage central
250-600
collective (avec ou sans
réseau de chaleur)
800-1700
industrielle
300-1000
Cogénération (€/kWe)
2500-6500
Méthanisation
2200 - 9900
9150
Source : Cour des comptes- Données Ademe
ND : non disponible
Note 1 : La CRE n’a pas établi de comparaison sur la biomasse considérant en raison,,
d’une part, des particularités des installations supportées par l’ADEME qui produisent
uniquement de la chaleur et de celles soutenues via les appels d’offres qui produisent de
l’électricité et ont donc des productions thermiques et électriques qui ne peuvent être rapportées
directement. D’autre part, selon la CRE, les puissances unitaires des projets soutenus par l’une et
l’autre sont très différentes et ne peuvent être directement comparées.
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Coûts d’investissement et d’exploitation biomasse - CRE
Investissement
[€/kWe]
2935 - 5515
Exploitation
[€/kWe/an]
Entre 100 et
400€/kWe/an
Cour des comptes- Données commission de régulation de l’énergie (CRE)
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ANNEXES
178
Annexe n° 10 : les dépenses de recherche et développement par filières
Le montant total des dépenses de recherche, développement et innovation a été estimé en agrégeant les dépenses du
périmètre AIE, les dépenses du PCRD et les dépenses en aval du périmètre AIE d’OSEO. Compte tenu des retraitements
effectués, il ne s’agit que d’une estimation qui révèle plus un ordre de grandeur qu’un montant précis, même si les estimations
de la Cour sont en ligne avec celles effectuées par la DGRI.
En M€
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
total
Total 2008
à 2011
Énergies renouvelables
28,3
25,5
30,6
42,7
53,1
76,5
89,4
169,2
125,8
200,4
841,5
584,8
solaire
16,7
11,1
14,8
22,2
26,5
38,9
38,5
64,6
56,1
67,7
357,1
226,9
éolien
1,3
1,5
1,6
1,1
1,8
2,6
2,1
1
5,5
14,3
32,8
22,9
marine
0,1
0,7
0,7
0,9
0,2
0,7
0
2,4
2,7
46,2
54,6
51,3
Bio-énergie (1)
4,4
3,8
5,8
10,5
21,3
29,4
43,8
92,3
54,7
59,3
325,3
250,1
Géothermie
3,5
5,4
5
6
2,7
4,6
3,7
8,2
4,3
3,7
47,1
19,9
Autres renouvelables
2,3
3
2,7
2
0,6
0,3
1,3
0,7
1,8
1,8
16,5
5,6
Non ventilé
0,7
7,4
8,1
8,1
Hydrogène
et
piles
à
combustible
21,1
26
23
45
51,1
62,8
60,8
60
55,4
60,1
465,3
236,3
Hydrogène
13,3
18,8
8,8
13,6
21,4
31,2
29,3
36,9
33,1
36,2
242,6
135,5
Piles à combustible
7,8
7,2
14,2
31,4
29,7
31,6
31,5
23,1
22,2
23,8
222,5
100,6
Non ventilé
0,1
0,1
0,2
0,2
Autres technologies énergie et
stockage
0,8
3,1
4,3
2,5
2,8
15,5
26,6
38
33,8
53,3
180,7
151,7
Génération d’électricité
0
0
0
0,3
0
0,1
0
1,7
3,1
1,7
6,9
6,5
Transport
et
distribution
d’électricité
0,5
0,7
0,5
0,3
0,5
1,6
2,8
4
2
8
20,9
16,8
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ANNEXES
179
Stockage d’énergie
0,3
2,4
3,8
1,9
2,3
13,8
23,8
32,3
28,7
43,5
152,8
128,3
Non ventilé
0
0,1
0,1
0,1
Autres recherches de rupture
technologique
11,9
13,8
8,7
7,4
6,5
7,2
9,5
13,5
63,3
0
141,8
86,3
Analyse de systèmes énergétiques
2,2
2,5
2,2
2,4
1,6
2,8
3,3
5,7
5,9
28,6
14,9
Recherché de base transversale
5,2
5,2
5,2
Autres
9,7
11,3
6,5
5
4,9
4,4
6,2
7,8
52,2
108
66,2
Non ventilé PCRD
19,9
13,6
28,2
4
65,7
0
Total
82
82
94,8
101,6
113,5
162
186,3
280,7
278,3
313,8
1695
1059,1
Source : CGDD, OSEO, ministère de l'enseignement supérieur et de la recherche
(1)
Cette rubrique comprend les biogaz, les combustibles biomasse solide et biocarburants.
L’estimation reste une fourchette basse car de 2002 à 2008, elle n’intègre pas les dépenses de développement industriel
d’OSEO, non disponibles. À partir de 2008, ces données ont pu être intégrées, ce qui porte le montant total sur la période 2008
à 2011 aux environs de 1,1 Md€.
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180
COUR DES COMPTES
Annexe n° 11 : coût public d’abattement des
productions d’électricité renouvelable et valeur
tutélaire du carbone
Le coût d’abattement du CO
2
Le coût d’abattement d’une tonne de CO
2
(ou coût pour réduire les
émissions d’une tonne) correspond au « surcoût » lié à une action de
réduction des émissions de CO
2
(par rapport à une action de référence où
aucune action particulière ne serait entreprise) ramené aux émissions de
CO
2
évitées par cette action. Ce « surcoût » correspond à la somme du
coût de production (économies d’énergie incluses) de l’action en question
et des coûts additionnels liés aux externalités (hors CO
2
), nette des coûts
de production des moyens évités. Ce critère permet d’apprécier et de
comparer l’efficacité économique de différentes actions de réduction des
émissions de gaz à effet de serre, c'est-à-dire les coûts pour la société
pour réduire les émissions d’une tonne de CO
2
.
Le coût public de réduction des émissions de CO
2
Il correspond au rapport entre la dépense publique totale et la
somme des gains d’émissions sur la durée de vie des équipements
financés par cette dépense publique. Il donne donc une idée de l’efficacité
de l’aide publique et peut être comparé à d’autres types d’investissements
publics visant à réduire les émissions de CO
2
.
Différentes études ont estimé le coût par tonne d’équivalent CO
2
pour différentes filières de production d’énergie renouvelable électrique.
Ces estimations se concentrent toutefois sur le dispositif de tarif d’achat
financé par la CSPE et ne tiennent pas compte des éventuels cumuls avec
d’autres postes de dépense publique (à l’exception du CIDD pour la
filière solaire photovoltaïque). Elles constituent donc des estimations
basses.
La principale différence entre les filières provient de l’hypothèse
du
mix
de production électrique substitué considéré, une centrale à
charbon au mieux, ou le contenu en CO
2
moyen de la production
électrique nationale dans une vision plus pessimiste.
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ANNEXES
181
Les sources des calculs sont multiples et figurent en abscisse du
tableau suivant:
La valeur tutélaire du carbone
La valeur tutélaire du carbone est une référence qui permet
d’évaluer le coût d’abattement de la tonne de carbone d’un dispositif. Si
ce coût est inférieur ou égal, le coût économique est acceptable. S’il est
supérieur, l’objectif de lutte contre le réchauffement climatique pourrait
théoriquement être atteint à un coût moindre.
La valeur tutélaire ne résulte pas de l’observation des prix sur un
marché mais d’une décision de l’État. En effet, en ce qui concerne le
CO
2
, seul un marché des permis à polluer pourrait donner des indications.
Depuis le 1er janvier 2005, un tel marché existe en Europe, avec le
système européen d’échange de quotas (ETS). Mais outre le fait que ce
système ne couvre environ que 45 % des émissions de CO
2
,
correspondant aux industries les plus polluantes, la formation des prix
n’intègre pas le long terme et peut être faussée par les imperfections du
marché. Aussi, s’agissant du CO
2
, dont les effets environnementaux se
produisent sur le long terme, l’État doit disposer d’une valorisation qui lui
permette d’évaluer ses investissements ou ses politiques.
Jusqu’ici, le besoin d’une telle valeur s’était pour l’essentiel fait
sentir pour évaluer la rentabilité économique des investissements publics
dans le domaine du transport, afin de valoriser le coût de la pollution.
Ainsi, en 2001, la commission « Transports : choix des investissements et
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182
COUR DES COMPTES
coût des nuisances », présidée par Marcel Boiteux, avait recommandé de
fixer la valeur tutélaire du CO
2
à 27 €.
Ce référentiel est toutefois apparu insuffisant quelques années plus
tard, avec les engagements volontaristes de la France en ce qui concerne
la réduction des émissions de gaz à effet de serre, et le développement des
politiques publiques associées dans le cadre notamment du Grenelle de
l’environnement. Aussi, au début de l’année 2008, le Premier ministre,
sur proposition du ministre en charge de l’écologie, de l’énergie et du
développement durable, a demandé au secrétaire d’État chargé de la
Prospective,
de
l’Évaluation
des
Politiques
publiques
et
du
Développement de l’Économie numérique de proposer une nouvelle
valeur du carbone pour l’évaluation des choix d’investissements publics
et, plus généralement, pour l’évaluation environnementale des politiques
publiques.
Cette mission a été confiée en 2008 à la commission présidée par
Alain Quinet. Elle a ainsi évalué la valeur du carbone en intégrant
notamment les engagements de la France à diminuer ses émissions de gaz
à effet de serre à l’horizon 2050. En d’autres termes, le prix du carbone a
été fixé à la hauteur de ce qu’il devrait être pour que l’économie réduise
spontanément ses émissions au niveau souhaité par l’État.
VALEURS TUTELAIRES DU CARBONE
€/tCO
2
2010
2020
2030
2050
Valeur recommandée
32
56
100
200
Source : Rapport Quinet
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ANNEXES
183
Annexe n° 12 : emplois directs dans les énergies renouvelables
Source : Cour des comptes – Données : ADEME révisées 2012 - SOeS révisées 2012 - SER Livre blanc février 2012) - Les données SER sont présentées
comme étant la somme des emplois directs et indirects
ADEME
SOeS
ADEME
SOeS
ADEME
SOeS
ADEME
SOeS
ADEME
SOeS
SER
ADEME
SER
ADEME
2011( e)
2011
2012 (p)
Total énergies renouv.
58 460
60 560
79 950
87 780
98 580
93 320
83 260
Dont ENR équipements
39 510
29 485
41 610
31 325
60 000
38 163
59 980
42 447
75 860
52 062
70 880
58 800
Dont ENR ventes
18 950
18 950
19 950
20 800
22 720
22 440
24 460
Solaire thermique
3 380
3 490
4 030
3 620
3 550
3 741
3 770
3 830
Dont équipements
3 080
830
3 130
960
3 600
1166
3 130
1293
3 000
1475
3 150
3 140
Dont ventes
300
360
430
490
550
620
690
Photovoltaïque
1 390
2 530
5 190
10 310
31 550
28 700
18 800
17 980
Dont équipements
1 390
878
2 530
1449
5 160
3475
10 160
6261
31 030
12744
27 430
16 360
Dont ventes
0
0
30
150
520
1 270
1 620
Eolien
6 000
6 320
8 790
9 790
11 670
10 420
8 100
10 240
Dont équipements
5 550
4067
5 670
4754
7 860
6473
8 560
6307
10 120
7838
8 640
8 280
Dont ventes
450
650
930
1 230
1 550
1 780
1 960
Bois domestique
18 820
16 190
18 240
17 550
17 660
18183
16 020
16 410
Dont équipements
12 190
11980
10 180
10966
12 130
11734
11 550
12335
11 200
13447
11 080
11 150
Dont ventes
6 630
6 010
6 110
6 000
6 460
4 940
5 260
Bois collectif ….
3 390
3 440
3 090
3 930
5 560
6 780
13 500
6 570
Dont équipements
1 850
1 850
1 330
1 960
3 100
4 420
3 370
Dont ventes
1 540
1 590
1 760
1 970
2 460
2 360
3 200
Pompes à chaleur
14 430
17 130
28 900
23 100
15 260
11 704
14 200
14 200
Dont équipements
14 000
1529
16 520
2564
28 070
4508
22 160
4691
14 190
4145
géo+PAC
13 010
12 900
Dont ventes
430
610
830
940
1 070
1 190
1 300
Hydraulique
9 150
9 530
9 850
10 430
11 030
15 000
10 770
10 790
Dont équipements
850
8916
1 120
9321
1 320
9464
1 900
10063
2 470
10825
2 160
2 130
Dont ventes
8 300
8 410
8 530
8 530
8 560
8 610
8 660
Géothermie
780
720
730
760
810
1 000
1 200
Dont équipements
110
1285
50
1311
50
1343
80
1497
120
1588
230
350
Dont ventes
670
670
680
680
690
770
850
Biogaz
370
470
570
770
940
1 130
1 510
Dont équipements
240
320
420
460
580
9518
730
1 090
Dont ventes
130
150
150
310
360
400
420
UIOM
750
740
560
520
550
530
530
Dont équipements
250
240
60
20
50
30
30
Dont ventes
500
500
500
500
500
500
500
géo+biogaz+UIOM
géo+biogaz+UIOM
biogaz+UIOM
géo+biogaz+UIOM
géo+biogaz+UIOM
géo+biogaz+UIOM
Emplois directs (Sauf SER)
Indiv + collectif
Indiv + collectif
Indiv + collectif
Indiv + collectif
Indiv + collectif
2006
2007
2008
2009
2010
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184
COUR DES COMPTES
Annexe n° 13 : les certificats verts et les primes
additionnelles aux tarifs, les exemples anglais et
espagnol
Le système de ROCs (
Renewable Obligation Certificates)
au
Royaume-Uni
Introduit en 2002, ce système demeure le principal mécanisme de
financement de la production d’électricité renouvelable du Royaume-Uni.
En effet, les FiT (
Feed-in Tariffs
), tarifs de rachats préférentiels, ne
subventionnent que la production d’électricité renouvelable de petite
échelle (installations de capacité inférieure à 5 MW).
Le mécanisme
Renewable Obligation
impose aux producteurs
d’électricité d’intégrer une part croissante d’électricité renouvelable dans
leur production. En échange de chaque MWh produit, il leur est délivré
des ROCs (unité utilisée pour la comptabilisation des obligations), qu’il
peut également acheter s’il ne remplit pas ses objectifs. La valeur du
ROC
205
était de 51,34 £ en 2010/11. Le nombre de ROCs délivrés par
MWh dépend de la technologie utilisée, afin de privilégier le
développement des certaines technologies qui se trouvent à un stade
précoce de leur déploiement, telles que les énergies marines.
Les primes additionnelles au prix du marché : le système espagnol
L’Espagne avait mis en place au cours de la dernière décennie une
politique de développement des énergies renouvelables utilisant un
modèle de rétribution dénommé « régime spécial » ou
système du
« feed-
in-tariff
», qui a été décisif pour le succès de leur développement. Il
assurait l’appui au prix de rachat de l’électricité renouvelable, soit à
travers la perception d’un tarif fixe (différent pour chaque technologie),
soit à travers la perception d’une prime qui s’ajoutait au prix du marché,
pour les installations qui choisissaient cette formule. Les primes
répondaient aux avantages stratégiques et environnementaux des énergies
renouvelables et prétendaient garantir une rentabilité raisonnable des
investissements sur la période de maturation et de consolidation des
nouvelles technologies.
205
La valeur du ROC comprend le montant payé par un producteur s’il doit en acheter
pour remplir ses obligations (36,99 £ en 2010/11 ; 40,71 £ en 2012/13) + la
rémunération qu’il reçoit de la redistribution des revenus générés par la vente de
ROCs.
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ANNEXES
185
Toutefois, si le système de primes aux renouvelables s’est révélé
très efficace, il a d’abord donné lieu à une bulle spéculative
particulièrement notable dans le secteur photovoltaïque (croissance de
947 % au-dessus de ses objectifs sur la période 2005-2010), et a
contribué, sans en être l’unique cause, au problème de déficit tarifaire de
l’Espagne (le tarif de vente ne couvrant pas le coût de fabrication de
l’électricité renouvelable). L’obligation de réduire le déficit public ont
contraint, dès 2012, le gouvernement à résoudre le problème de la dette
accumulée (30 Md € fin 2012, 3 % du PIB), montant qui pèse sur la dette
publique et s’approfondit jusqu’à présent de plus de 6 Md€ par an (soit le
montant actuel annuel des primes aux renouvelables).
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COUR DES COMPTES
Annexe n° 14 : les énergies renouvelables dans plusieurs
pays de l’Union européenne
Allemagne
Chiffres clefs
Les dispositifs de soutien : des prix garantis
Le développement des énergies renouvelables en Allemagne a été
appuyé, dès 1990, par une politique de soutien très incitative favorisant la
production, menée parallèlement à une politique industrielle active, en
particulier dans les domaines éoliens et photovoltaïques. La loi fédérale
de promotion de l’électricité renouvelable (loi EEG de 2000) garantit un
tarif d’achat préférentiel pendant 20 ans et un accès prioritaire au réseau.
Faits marquants: l’évolution des tarifs suite aux surcoûts
Le développement des énergies renouvelables a entraîné des
surcoûts élevés liés aux tarifs garantis. Ils sont essentiellement portés par
les particuliers et les petites et moyennes entreprises. Les tarifs de
l’électricité à usage domestique sont très élevés par rapport à la moyenne
européenne.
Les prix d’achat dans le secteur photovoltaïque ont été réduits de
manière importante depuis 2004 afin de limiter la demande en pleine
croissance. Ils sont réajustés trimestriellement depuis le 1er novembre
2012 en fonction des capacités installés au cours des 12 mois précédents.
Un plafond de 52 GW a été fixé au-delà duquel les nouvelles installations
photovoltaïques ne bénéficient plus de tarif d’achat garanti.
Dans la filière éolienne terrestre, la dégression annuelle des tarifs
est fixée à 1,5 % à partir de 2013 et à 1 % dans la filière hydraulique.
Proportion des ENR
(1)
Electricité Prix TTC 2
ème
sem.
2011
(1)
Production d’électricité (TWh)
2010
Cible 2020
Usage
domestique
Usage industriel
Total
2005
621
Total
2010
628
Total
2011
615
10,7%
18%
253 €/MWh
UE : 184 €/MWh
124 €/MWh
UE : 112 €/MWh
Eolien
27
38
47
Photovoltaïque
1
12
19
Hydraulique
27
27
25
(1)
(source : CEA mémento de l’énergie - 2012)
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ANNEXES
187
Si les objectifs 2020 de proportion des énergies renouvelables sont
atteints, les parts de l’éolien et du photovoltaïque devraient fortement
augmenter (représentant 27
% et 11 % respectivement en 2020), ainsi
que dans une moindre mesure celle de la géothermie et du solaire
thermique.
Les problématiques pour atteindre les objectifs de 2020
Selon le ministère fédéral allemand, l’atteinte de l’objectif
implique le doublement de la production éolienne et photovoltaïque entre
2011 et 2020, et le triplement de la production de géothermie et du solaire
thermique sur cette même période.
Les problématiques générales sont les suivantes :
-
renforcement des réseaux de distribution et de transport de
l’électricité ; le coût du renforcement et du développement des
réseaux de transport est estimé d’ici 2022 entre 19 et 23 Md€
hors
coût
du
raccordement
des
parcs
éolien
en
mer
(possiblement 12 Md€) ;
-
maîtrise des coûts de développement et du rythme de
progression des filières, notamment dans le domaine du
photovoltaïque ; le coût du soutien public aux énergies
renouvelables est 14,1 Md€ pour 2012 et 20,4 Md€ prévus en
2013 ;
-
coordination des politiques énergétiques des Länder et du
gouvernement fédéral ;
-
maîtrise de la consommation électrique (l’atteinte de l’objectif
de
développement
des
énergies
renouvelables
étant
conditionnée à une baisse de la demande).
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COUR DES COMPTES
Belgique
Chiffres clefs
Les dispositifs de soutien : des certificats verts
La Belgique a privilégié l’énergie d’origine nucléaire. Elle a mis
en place une politique de développement des énergies renouvelables à
compter de 2002 en instaurant le système des certificats verts qui est géré
à aux niveaux fédéral et régional.
Pour tous les types de production d’électricité renouvelable
excepté l’éolien en mer, un régime de prix fédéraux garantis a été fixé au
niveau fédéral parallèlement à une réglementation de niveau régional en
vertu de laquelle les gestionnaires de réseau de transport doivent
également acheter des certificats verts à un prix minimum imposé.
Le système de certificats est un dispositif de soutien peu incitatif
mais a limité les surcoûts parce que les prix d’achat de certificat sont liés
au marché (avec un prix minimal garanti) sans engagement contractuel
pluriannuel. Le prix de l’électricité à usage domestique est plus élevé que
la moyenne des pays de l’Union Européenne.
Faits marquants: une répartition des compétences entre les
niveaux fédéral et régional à réviser
Le double niveau de compétences entre les niveaux fédéral et
régional entraine des conflits entre dispositifs tarifaires. Elles peuvent
entrainer une augmentation des tarifs d’électricité en raison des surcoûts
liés aux demandes de rachat au tarif minimal garanti le plus élevé.
Ainsi la hausse du marché des énergies renouvelables entraine la
baisse des prix des certificats et augmente les demandes de rachat auprès
le gestionnaire de transport Elia à un tarif fédéral élevé. Ce système a
pour conséquence mécaniquement une augmentation du tarif pour
l’obligation de service public.
Proportion des ENR
(1)
Electricité Prix TTC 2
ème
sem.
2011
(1)
Production d’électricité (TWh)
2010
Cible 2020
Usage
domestique
Usage industriel
Total
2005
87
Total
2008
84,9
Total
2009
91,2
5,4%
13%
212 €/MWh
UE : 184 €/MWh
115 €/MWh
UE : 112 €/MWh
Eolien
1,8
2,7
3
Photovoltaïque
Hydraulique
(1)
(source : CEA mémento de l’énergie - 2012)
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ANNEXES
189
Les problématiques pour atteindre les objectifs de 2020
La croissance de la production d’énergies renouvelables nécessite
de quadrupler la production éolienne et de multiplier par huit la
production solaire par rapport à 2009 pour atteindre les objectifs fixés en
2020.
Toutefois, le débat sur la répartition des compétences entre le
pouvoir fédéral et régional sur l’énergie renouvelable terrestre se poursuit
et une réflexion est en cours, remettant en question le soutien par les
certificats verts et l’obligation d’achat à un prix minimum garanti. Dans
ce contexte l’effondrement du marché du certificat vert et la révision du
mécanisme créent un climat d’incertitude auprès des investisseurs, avec
des conséquences négatives sur toute la chaine de valeur.
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190
COUR DES COMPTES
Espagne
Chiffres clefs
Les dispositifs de soutien: des prix garantis
L’Espagne, qui est l’un des pays de l’Union Européenne à la plus
forte dépendance énergétique (77 % de son approvisionnement en
énergie) a mis en place au cours de la dernière décennie une politique de
développement des énergies renouvelables très incitative s’appuyant en
particulier sur la production hydraulique et éolienne, et, depuis 2009 sur
l’énergie solaire photovoltaïque.
Depuis 2000, un dispositif dénommé « régime spécial » garantit un
prix de rachat de l’électricité renouvelable, soit sous la forme d’un tarif
fixe différent pour chaque technologie, soit à travers la perception d’une
prime qui s’ajoute au prix du marché pour les installations ayant choisi
cette formule. Ce système a été très incitatif et a permis le développement
des énergies renouvelables mais en créant une bulle spéculative, en
particulier dans le secteur photovoltaïque et des surcoûts élevés.
Il a également entraîné des surcoûts de soutien (6,4 Md€ en 2011,
8Md€ en 2012) supporté par les consommateurs. Les surcoûts cumulés en
10 ans s’élève ainsi fin 2012 à 30Md€ soit 3 % du PIB.
Faits marquants: un moratoire en 2012 suite aux surcoûts
Le prix de l’électricité à usage domestique est plus élevé en 2011
en Espagne que dans la moyenne des pays de l’Union Européenne.
Proportion des ENR
(1)
Electricité Prix TTC 2
ème
sem.
2011
(1)
Production d’électricité (TWh)
2010
Cible 2020
Usage
domestique
Usage industriel
Total
2005
268,7
Total
2010
288,5
Total
2011
279,1
14,1%
20%
209 €/MWh
UE : 184 €/MWh
116 €/MWh
UE : 112 €/MWh
Eolien
20,7
43,6
42,1
Photovoltaïque
6,3
7,4
Hydraulique
3,6
6,8
5,2
(1)
(source : CEA mémento de l’énergie - 2012)
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ANNEXES
191
Un moratoire a marqué un arrêt brutal en 2012 du soutien des
énergies renouvelables. Suite au moratoire, l’Espagne a programmé une
réforme fiscale du secteur de l’électricité en 2013 pour couvrir les
surcoûts liés au développement des énergies renouvelables. Elle devrait
taxer uniformément toutes les sources de production de l’électricité quelle
que soit la technologie et surtaxer les sources d’électricité productrices de
CO
2
. Cette taxe aura pour conséquence d’augmenter la facture
d’électricité des consommateurs, particuliers et entreprises.
Les problématiques pour atteindre les objectifs de 2020
En raison de l’éclatement de la bulle spéculative dans le solaire
photovoltaïque et de la suppression du soutien en 2012, le développement
de cette filière sera désormais très limité.
La disponibilité de la ressource et la marge de progression du
potentiel
hydraulique
sont
pratiquement
nulles
pour
la
grande
hydroélectricité et donc limité à la petite hydroélectricité (< 10 MW).
Le développement de l’éolien terrestre se heurte à des difficultés
avec de nombreux recours contre les installations.
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192
COUR DES COMPTES
Italie
Chiffres clefs
Les dispositifs de soutien : des prix garantis et des certificats
verts
L’Italie affiche l’un des taux de dépendance les plus élevés
d’Europe en matière d’énergie: les importations nettes représentant
80,5 % du besoin intérieur, pour une dépense nationale de 62,73 Md€ en
2011 soit plus de 4,4 % du PIB, principale source de déficit de la balance
commerciale italienne.
L’Italie a développé les énergies renouvelables par une politique
incitative dès 1995 permettant d’atteindre ses objectifs de part des
énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie grâce à un
fort développement de l’énergie hydraulique et dans une moindre mesure
de l’éolien et du solaire.
Pour la production d’énergie électrique renouvelable (hors énergie
photovoltaïque), le mécanisme principal d’incitation mis en place en 1999
en Italie est celui des certificats verts. Ils s’appliquent aux installations de
plus d’1 MW et sont assortis de l’obligation de rachat à un tarif minimum
subventionné (initialement garanti pour 10 ans).
En vigueur depuis janvier 2010, le tarif de rachat subventionné est,
pour sa part, différent selon la source d’énergie et est garanti pour une
durée de quinze ans. Il est destiné aux petites et moyennes installations
renouvelables jusqu’à 1 MW. Ce système a permis le développement des
énergies renouvelables, mais a généré une bulle spéculative en particulier
dans le secteur photovoltaïque, et des surcoûts élevés répercutés sur la
facture d’électricité des consommateurs (9Md€ en 2011, 12,5 Md€ en
2012).
Proportion des ENR
(1)
Electricité Prix TTC 2
ème
sem.
2011
(1)
Production d’électricité (TWh)
2010
Cible 2020
Usage
domestique
Usage industriel
Total
2005
273,9
Total
2010
267,8
Total
2011
266,1
8,5%
17%
208 €/MWh
UE : 184 €/MWh
167 €/MWh
UE : 112 €/MWh
Eolien
2,3
11
20,6
Photovoltaïque
(1)
(source : CEA mémento de l’énergie - 2012)
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ANNEXES
193
Faits marquants: de nombreuses révisions du système de
soutien
Les prix de l’électricité à usage domestique et à usage industriel
sont en effet plus élevés en Italie en 2011 que dans la moyenne des pays
de l’Union Européenne.
Une réforme des mécanismes d’incitation pour les installations
mises en service à partir du 1er janvier 2013 prévoit une période de
transition du système actuel (certificats verts) à un mécanisme
d’incitation par des tarifs fixes pour les installations jusqu’à 5 MW et des
enchères à la baisse pour les installations plus grandes. Pour les
installations mises en service avant 2013, les certificats verts seront
remplacés à partir de 2016 pour la période résiduelle par un tarif fixe
garantissant les investissements réalisés. À partir de 2013, les quotas
minimaux d’énergies renouvelables qui se traduisent par les certificats
verts seront progressivement réduits jusqu’à s’annuler pour l’année 2015.
Les changements successifs du système des certificats verts ont
créé une forte incertitude parmi les opérateurs. En moins de dix ans, dix
normes nationales et trois règlements différents ont modifié le système.
Les tarifs de rachat du solaire photovoltaïque, qui restent valables
pour une période de 20 ans à compter de la date d’entrée en fonction de
l’installation, ont été revus à la baisse à cinq reprises entre 2006 à 2012.
Les problématiques pour atteindre les objectifs de 2020
Les opérateurs considèrent le secteur comme très fragile,
principalement à cause de l’instabilité du cadre politique et réglementaire,
ce qui pèse sur les investissements. Le dispositif de soutien, souvent
révisé, ralentit le développement de nouvelles installations éoliennes et
photovoltaïques.
Les procédures pour l’autorisation et la connexion des installations
en particulier dans l’éolien étant longues, complexes, et différentes d’une
région à l’autre ont également ralenti le développement des énergies
renouvelables. Les délais d’autorisation et de réalisation d’une installation
en Italie sont cependant moindres qu’en France, environ quatre ans.
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194
COUR DES COMPTES
Danemark
Chiffres clefs
Les dispositifs de soutien : des prix garantis
Confronté à l’épuisement progressif des ressources fossiles de la
Mer du Nord, le Danemark s’est fixé en 2011 l’objectif d’être 100%
indépendant de ces dernières en 2050. Les énergies renouvelables se sont
développées au Danemark depuis 2005 et représentent une part
importante dans la consommation finale d’énergie en 2010 ; la production
éolienne et la biomasse sont les deux principales sources d’énergie.
Le Danemark a mis en place un dispositif de soutien basé sur des
tarifs de rachat articulés autour des prix du marché auxquels une
subvention est ajoutée. L’obligation de service public (352 M€ en 2011)
est perçue auprès du consommateur par les distributeurs d’électricité et
est redistribuée aux producteurs d’électricité éligibles à ce dispositif.
Faits marquants: l’évolution des tarifs à la baisse à partir de
2012
Le dispositif de soutien a été revu dans le cadre du plan énergie
2012-2020 dans le sens de la baisse avec, pour l’éolien terrestre, des
niveaux de subventions dépendant de la production mais aussi du niveau
des prix du marché.
Malgré la faible production photovoltaïque, une bulle s’est aussi
déclenchée qui a poussé l’État à modifier en 2012 le régime de
subvention. Le prix sera abaissé en 2014 et les années suivantes, mais
restera fixe pour 10 ans.
Les problématiques pour atteindre les objectifs de 2020
Les autorités danoises sont sereines quant à l’atteinte des objectifs
2020.
Proportion des ENR
(1)
Electricité Prix TTC 2
ème
sem.
2011
(1)
Production d’électricité (TWh)
2010
Cible 2020
Usage
domestique
Usage industriel
Total
2005
36,2
Total
2010
38,8
Total
2011
35,1
23%
30%
298 €/MWh
UE : 184 €/MWh
93 €/MWh
UE : 112 €/MWh
Eolien
6,6
7,8
9,7
Photovoltaïque
-
-
-
Hydraulique
0,02
0,02
0,017
(1)
(source : CEA mémento de l’énergie - 2012)
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ANNEXES
195
Le plan énergie 2012-2020 retient deux axes de développement :
-
l’amélioration de l’efficacité énergétique doit permettre une
réduction de la consommation finale d’énergie (sauf transport)
de 7 % en 2020 par rapport à 2010. Une stratégie d’efficacité
énergétique des bâtiments existants est ainsi en cours de
définition ;
-
le développement de l’éolien et du biogaz. L’éolien
terrestre et
en mer devrait représenter 50 % de l’électricité consommée en
2020. Deux nouveaux parcs éoliens en mer, (400 MW et
600 MW) devraient être installés d’ici 2020. En complément,
une capacité totale de 500 MW devrait être installée en eaux
peu profondes le long des côtes. La production éolienne
terrestre devrait pour sa part augmenter de 20 %, soit 500 MW
supplémentaires. S’agissant du biogaz, l’incitation sera réalisée
par les tarifs et le soutien à l’établissement de méthaniseurs (de
20 à 30 % du coût).
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196
COUR DES COMPTES
Royaume-Uni
Chiffres clefs
Les dispositifs de soutien : des certificats verts et des tarifs de
rachats pour les installations de petite taille
Le Royaume Uni a mis en place une politique de développement
des énergies renouvelables à compter de 2002 qui a reposé sur des
certificats verts, le dispositif principal, et des tarifs garantis pour les
installations photovoltaïques de petite taille. La politique a cependant été
peu incitative. En effet, la production d’énergie renouvelable a peu
augmenté.
Les coûts des dispositifs sont répercutés sur la facture énergétique
des clients. Mais le régulateur britannique estime que le coût des
certificats verts sur la facture annuelle d’électricité des consommateurs
s’élève à 21 £, soit moins de 2 % du montant moyen de la facture
énergétique estimé à 1200 £, et celui des tarifs de rachat à moins d’une
livre.
Faits marquants: une évolution vers des tarifs de rachat
Les prix de l’électricité à usage domestique et industriel en 2011
sont inférieurs à ceux de la moyenne des pays de l’Union Européenne.
L’importante baisse des prix des panneaux photovoltaïques à partir
de 2009 a conduit le gouvernement à revoir à la baisse le niveau des tarifs
de rachat depuis 2010 dans ce secteur pour éviter les effets d’aubaine. Ils
ont ainsi été réduits de plus de moitié fin 2011 pour les petites
installations de moins de 4 kW. En 2012, la réforme du marché de
l’électricité prévoit la mise en place de contrats longs termes avec des
tarifs de rachat, afin de garantir aux producteurs d’électricité renouvelable
des tarifs stables et indépendants de la volatilité du marché. Dans le cadre
du contrat, un prix du MWh appelé «
strike price
» est fixé. Lorsque le
cours de l’électricité est inférieur à ce niveau, le producteur bénéficie
Proportion des ENR
(1)
Electricité Prix TTC 2
ème
sem.
2011
(1)
Production d’électricité (TWh)
2010
Cible 2020
Usage
domestique
Usage industriel
Total
2006
393,4
Total
2010
378
Total
2011
367,8
3,3%
15%
158 €/MWh
UE : 184 €/MWh
104 €/MWh
UE : 112 €/MWh
Eolien
4,2
10,2
15,7
Photovoltaïque
0,01
0,03
0,25
Hydraulique
4,6
3,6
5,7
(1)
(source : CEA mémento de l’énergie - 2012)
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ANNEXES
197
d’un complément jusqu’à l’atteindre. Lorsque le cours de l’électricité le
dépasse le « strike price », il reverse le surplus.
Les problématiques pour atteindre les objectifs de 2020
Selon les prévisions du ministère de l’énergie, les énergies fossiles
continueront d’occuper une part importante du
mix
britannique. Malgré le
scénario prévu en 2020 favorable au développement massif des énergies
renouvelables, la part du gaz continuera de représenter 35 % du
mix
électrique en 2020 et celle du charbon 15 %.
L’atteinte des objectifs de 2020 implique une augmentation
importante de la production d’énergie à base d’énergies renouvelables et
nécessite la mise en place d’une politique incitative de développement en
particulier dans le secteur éolien.
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RÉPONSES DES
ADMINISTRATIONS ET DES
ORGANISMES CONCERNÉS
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Sommaire
Ministre de l’économie et des finances et ministre délégué
auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du
budget
203
Ministre du redressement productif
204
Ministre de l’écologie, du développement durable et de
l’énergie
208
Ministre de l’enseignement supérieur et de la recherche
219
Président de la commission de régulation de l’énergie
(CRE)
220
Président du conseil d’administration de l’agence de
l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (ADEME)
238
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RÉPONSES DES ADMINISTRATIONS ET DES ORGANISMES CONCERNÉS
203
RÉPONSE COMMUNE DU MINISTRE DE L’ÉCONOMIE
ET DES FINANCES, ET DU MINISTRE DÉLÉGUÉ AUPRÈS
DU MINISTRE DE L’ÉCONOMIE ET DES FINANCES,
CHARGÉ DU BUDGET
Nous tenons tout d'abord à saluer la qualité du travail réalisé par la
Cour sur un secteur qui mobilise des financements publics très importants, et
dont la perpétuelle mutation nécessite un suivi adapté et approfondi. Ce
rapport nous apparaît très riche et très instructif notamment sur les coûts des
différentes énergies renouvelables, leur cadre réglementaire et l'impact des
différents instruments de soutien.
Nous partageons particulièrement la préoccupation d'efficacité
économique et budgétaire mise en avant par la Cour : la forte contrainte sur
les finances publiques ainsi que la nécessité de préserver le pouvoir d'achat
des ménages et la compétitivité des entreprises rendent plus que jamais
nécessaire de maximiser la valeur pour la collectivité de tout euro public
dépensé. Cet impératif d'efficacité doit aussi conduire, comme la Cour le
souligne, à veiller à ce que la réglementation n'engendre pas de coûts
excessifs. C'est dans cet esprit que le Gouvernement a notamment soutenu les
mesures de simplification du cadre réglementaire concernant l'éolien
terrestre contenues dans la loi n° 2013-312 du 15 avril 2013 visant à
préparer la transition vers un système énergétique sobre et portant diverses
dispositions sur la tarification de l'eau et sur les éoliennes.
Enfin, le Gouvernement élaborera un projet de loi à l'issue du débat
sur la transition énergétique. Soyez assuré que nous veillerons à ce que ce
rapport ait, à côté d'autres travaux, notamment ceux issus du débat, toute sa
place dans la réflexion gouvernementale.
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204
COUR DES COMPTES
RÉPONSE DU MINISTRE DU REDRESSEMENT PRODUCTIF
A titre liminaire, au-delà de la rigueur d’analyse et de la qualité de
réalisation du rapport que je tiens à saluer, je souligne combien ce travail
d’enquête et de réflexion critique sur les leviers d’action publique dans le
domaine des énergies renouvelables était nécessaire et parvient à point
nommé. Il est en effet crucial que le gouvernement dispose de toutes les
expertises possibles des dispositions existantes en matière de soutien aux
énergies renouvelables dans le contexte de la préparation du projet de loi de
programmation sur la transition énergétique à l’issue du débat national
éponyme.
Ma lecture et les observations qui suivent sont dictées par la prise en
compte des enjeux industriels dans les décisions publiques liés à l’irruption
de ces nouveaux modes de production dans le mix énergétique mondial,
européen et national. Il s’agit, à la lumière d’une évaluation rigoureuse, de
guider les choix publics pour concilier les impératifs de redressement
industriel du pays avec l’atteinte des objectifs de politique énergétique en
relation avec les engagements internationaux de la France et de ses propres
choix.
1. Le rapport de la Cour conforte les analyses du ministère sur de
nombreux points
Le travail de recoupement et de mise en perspective des dispositifs de
soutiens publics aux trois énergies renouvelables met en lumière le défaut de
vision globale en la matière qui prévalait jusqu'alors et apporte ainsi une
analyse objective des incontestables faiblesses de ces dispositifs.
Il confirme que le coût des aides, exponentiel depuis trois ans et qui
pèse déjà sur la compétitivité globale de notre appareil productif, souffre
d’un déséquilibre structurel en faveur du déploiement de technologies encore
peu matures et souvent importées au détriment du soutien à une offre
compétitive qui concilierait efficacité des solutions et retombées industrielles,
en termes d’activité et d’emplois sur le territoire.
Plus en détail, je prends acte des constats de la Cour sur les points
suivants :
- les tarifs de rachat (2 G€ en 2012) et le crédit d’impôt
développement durable (2,5 G€) ont pesé à eux seuls cinq fois le total des
soutiens à l’offre, sur la période 2005-2011 ;
- l’effort engagé ne semble pourtant pas suffire à satisfaire nos
obligations nationales (« paquet Énergie Climat » fixant un taux de 23 %
minimum d’énergie finale d’origine renouvelable en 2020) ;
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RÉPONSES DES ADMINISTRATIONS ET DES ORGANISMES CONCERNÉS
205
- les objectifs environnementaux ont été parfois atteints au détriment
des objectifs économiques ;
- le contraste est important entre l’effort consenti en faveur de
certaines technologies et leur contribution effective aux objectifs globaux des
politiques publiques : le solaire photovoltaïque occupe deux tiers des efforts
pour une contribution au mix électrique de l'ordre de 1 % du productible en
2012. Inversement, l'hydroélectricité qui contribue à 10 % de ce mix et
dispose de potentiels de développement significatifs en France ne reçoit
quasiment pas de soutien public ;
- les mesures de soutien à l'offre, qui n’oublient aucune technologie,
ne se fondent pas sur une appréciation suffisamment rigoureuse de leurs
coûts et de leurs performances attendues.
S'agissant des outils de pilotage, le rapport pointe une insuffisance de
l’appareil statistique et méthodologique de l'Etat, qui devrait mesurer les
performances économiques des différentes filières, y compris les emplois et
la valeur ajoutée réalisée en France. Je partage entièrement ce constat.
Dans ce cadre, l'exploration par la Cour d'une alternative de mesure
des coûts plus pragmatique que la méthode tutélaire en matière d’énergie
dite « LCOE
206
» doit être soutenue car elle aide à une approche fondée sur
des coûts réels déclarés par des industriels.
2.
La plupart des préconisations du rapport appellent une mise en
oeuvre sans réserve sauf une mesure qui appelle une certaine vigilance du
point de vue des impératifs de soutien à l’activité industrielle en France
Parmi les préconisations de la Cour, je souhaite marquer mon soutien
sans réserve aux cinq propositions suivantes :
- renforcer l’appareil public de mesure des performances des
technologies et des filières (1) ;
- renforcer le pilotage des politiques et de leurs instruments
opérationnels (7) ;
- simplifier le régime juridique applicable à la production d’énergies
renouvelables (4) ;
- réformer les appels d’offres en énergies renouvelables (6) ;
- mieux prendre en compte les interactions des ENR avec le
réseau (5).
En particulier, la révision du cadre actuel régissant les appels d'offres
pour la production d'énergie apparaît comme un levier particulièrement
206
« Levelized Cost of Electricity » : coûts moyens actualisés sur la durée de vie en
parité de pouvoir d’achat par MWh.
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206
COUR DES COMPTES
pertinent d'amélioration de l'efficacité globale du système et de réduction des
coûts.
Les innovations de procédure introduites en 2004 dans les directives
européennes régissant la commande publique
207
(notamment le dialogue
compétitif et le mécanisme de l'accord cadre) pourraient utilement
s'appliquer aux grands appels d'offres. Ces procédures, conçues pour
faciliter la diffusion des innovations et optimiser le partage du risque entre la
personne publique et les industriels, méritent un examen approfondi pour une
éventuelle implémentation dans le code de l'énergie. Il s'agit de réduire le
coût du risque, qui pèse lourdement sur les projets et donc sur l’État, sans
renoncer aux bénéfices de l'innovation en termes de réduction des coûts
unitaires.
En revanche, l’une des propositions, qui consisterait à « concentrer
l’effort sur les technologies les plus efficientes (2 et 3) », appelle une réserve
partielle de ma part.
Cette préconisation résulte de l'analyse détaillée des performances
intrinsèques des technologies, dont le contenu n'est pas contesté. On ne peut
que souscrire à son principe, mais son exécution doit être appliquée avec
discernement.
Ainsi, le choix indifférencié d’une technologie efficace mais sans
aucune base de production en France pourrait conduire à creuser nos
importations comme ce fut le cas du solaire photovoltaïque. Elle pourrait
aussi conduire à soutenir à l’excès des technologies matures donc moins
chères à court terme mais à moindre potentiel de progrès. C’est par exemple
le cas de l’éolien terrestre, qu’il convient de développer mais aussi de
relayer par des formes plus innovantes (éolien en mer, hydrolien, etc..). De
même, la ressource provenant de la biomasse, qui présente un très bon profil
coût/rendement, pourrait décevoir à l’avenir (coût croissants, conflits
d'usage, voire affaiblissement de notre filière industrielle sur lequel une
concurrence européenne et mondiale s’intensifie).
A l’inverse, le solaire thermique, assez mal classé pour sa médiocre
efficacité apparente (coût élevé de la tonne de carbone évitée), repose sur
une filière industrielle française solide et exportatrice, appuyée sur un
savoir-faire historique construit autour du vecteur caloporteur « eau ». Le
niveau des soutiens publics doit, dans ce cas, se réduire progressivement
pour laisser toute sa place à une compétition ouverte (mais loyale), cette
évolution doit se faire en préservant l’outil industriel en l’aidant à s’adapter
si nécessaire.
Il en va de même pour les énergies marines ou le solaire à hautes
performances, mal classés à ce jour au plan du ratio coût-rendement, mais
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Directives 2004-17 et 2004-18 du 31 mars 2004 portant coordination des règles des
marchés publics.
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207
qui pourraient présenter un meilleur bilan en 2020 à condition de conjuguer
baisse des coûts par la R&D et création d’une base industrielle exportatrice
solide.
Enfin, la dernière préconisation relative à la rationalisation des
soutiens publics à l'innovation mérite un examen attentif. Le besoin d’une
rationalisation des dispositifs de financement, jugés trop complexes par ses
bénéficiaires eux-mêmes, est incontestable. En pratique, il convient d’éviter
deux écueils :
•
réduire l’incitation à la recherche collaborative impliquant
les industriels ;
•
ralentir la dynamique de projets concrets pendant la mise en
oeuvre des réformes de structure, en absorbant les ressources
des équipes concernées (chez les opérateurs et dans les
ministères).
En conclusion, le projet de rapport met en lumière le coût public
excessif du soutien aux énergies renouvelables au regard des résultats
obtenus. Une rationalisation des dispositifs est nécessaire pour protéger
l'appareil productif national d'un risque devenu majeur de hausse des prix de
l'énergie, notamment de l'électricité, compromettant un des rares avantages
compétitifs de notre économie. Je rejoins par conséquent la conclusion
principale du rapport : organiser le soutien aux énergies renouvelables
autour d’une offre industrielle compétitive par l'innovation et une
programmation raisonnée des investissements, cibler les technologies les
plus prometteuses en valeur ajoutée en France.
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COUR DES COMPTES
RÉPONSE DU MINISTRE DE L’ÉCOLOGIE, DU DÉVELOPPEMENT
DURABLE ET DE L’ÉNERGIE
Je tiens tout d'abord à souligner le travail approfondi et rigoureux des
magistrats de la Cour, dont le rapport présente de manière particulièrement
claire et accessible des sujets complexes et insuffisamment étudiés sous
l'angle financier. La Cour a procédé à un recensement exhaustif et détaillé
des différents coûts des énergies renouvelables et des dispositifs de soutien
mis en place par le Gouvernement. Le rapport se focalise principalement sur
les énergies renouvelables électriques et, dans une moindre mesure, sur la
chaleur renouvelable. Le sujet des biocarburants n'est pas évoqué, la Cour
soulignant qu'ils ont fait l'objet d'un rapport public thématique en 2012.
La Cour rappelle que la France s'est engagée sur une trajectoire de
réduction de ses émissions de gaz à effet de serre par un facteur quatre à
l'horizon 2050. Elle indique que la politique mise en oeuvre dans ce but a
permis d'obtenir des résultats et de situer la France au même niveau que ses
partenaires européens en termes de réalisation de ses objectifs. La Cour
conclut que les objectifs que s'est, pour l'heure, fixés la France à l'horizon
2020 sont atteignables mais nécessiteront des efforts.
La Cour formule par ailleurs plusieurs recommandations qui
alimenteront les travaux du Gouvernement, notamment dans le cadre de
l'élaboration du projet de loi sur la transition énergétique. Certaines font
déjà l'objet de mesures.
Lors de la Conférence environnementale pour la transition écologique
des 14 et 15 septembre 2012, le Président de la République a souhaité
engager la France dans une transition énergétique fondée sur l'efficacité
énergétique et sur le développement des énergies renouvelables. C'est dans
ce contexte que s'inscrit la politique du Gouvernement.
La lecture du rapport de la Cour appelle de ma part les remarques
suivantes :
Concernant les statistiques :
La Cour recommande de mettre en place un dispositif centralisé du
suivi statistique, permettant de mieux éclairer les décisions, notamment en
matière de connaissance des coûts de production, des emplois et des
marchés. Même si ce constat peut être globalement partagé, il n'est
cependant pas certain qu'un dispositif centralisé soit la meilleure solution
pour y parvenir.
Comme indiqué dans le rapport, il est exact que la collecte et
l'analyse des données statistiques sur l'énergie, y compris les énergies
renouvelables,
est
actuellement
répartie
entre
plusieurs
entités
(Commissariat général au développement durable - Service de l'observation
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209
et des statistiques (CGDD-SOeS), ADEME, CEREN, INSEE, etc.) et que,
pour une partie des acteurs de la filière, le dispositif peut paraître peu lisible,
voire en partie redondant.
Cependant, 1'INSEE et le CGDD-SOeS partagent les mêmes
définitions et les mêmes méthodes. Il n'est donc pas tout à fait exact
d'affirmer qu'il n'y a pas de coordination ou de définitions communes, à tout
le moins au sein de la statistique publique. Le rapport déplore le croisement
de sources statistiques, voire le recours à des données d'organisations
professionnelles ; or c'est une pratique de synthèse courante, qui permet
d'alléger la charge de réponse des entreprises. Par ailleurs, lorsqu'elles sont
utilisées par la statistique publique, les données des organisations
professionnelles ont été expertisées et validées. Le partage des rôles en
matière de statistiques énergétiques entre l'INSEE et le SOes est clairement
défini. Entre l'ADEME et le SOes, des réunions régulières permettent de
tendre vers une compréhension mutuelle et une optimisation des ressources.
La fixation d'objectifs nationaux ambitieux pour le développement des
énergies renouvelables à des horizons 2020, 2030, voire 2050, et plus
généralement, la transition énergétique engagée par le Gouvernement,
demandent un suivi aussi fiable que possible. Conscient des enjeux et des
marges de progrès, le CGDD a demandé au Conseil général de
l'environnement et du développement durable (CGEDD) de réaliser une
mission d'inspection sur les statistiques de l'énergie. Cette mission devrait
rendre ses conclusions en janvier 2014, avec notamment une cartographie
précise de la collecte de statistiques énergétiques. Elle permettra de
déterminer les changements à apporter à l'organisation actuelle.
Il convient enfin de distinguer les statistiques, à proprement parler
(sur les énergies renouvelables, la production d'énergie, la puissance
installée, le nombre d'équipements, d'emplois...), qui peuvent faire l'objet de
collecte de données, des analyses de coût de production ou de rentabilité, qui
relèvent d'une autre logique.
Concernant la compétitivité des filières EnR :
Le soutien public aux filières renouvelables est nécessaire pour les
accompagner
vers
la
maturité
technologique
et
économique
et
la
compétitivité. Ce soutien doit faciliter la levée des différents verrous
techniques et économiques, dans une perspective de réduction de coûts de ces
technologies.
Plus
les
technologies
sont
à
un
stade
précoce
de
développement, plus les verrous sont de nature technique. Leur levée
nécessite donc des actions de R&D qui sont également soutenues par l'Etat
dans le cadre de programmes spécifiques. Il peut s'agir d'aides ciblées (fonds
démonstrateurs) ou d'aides transverses (crédit d'impôt recherche par
exemple).
Lorsque
les
technologies
sont
au
stade du
déploiement
commercial, les verrous sont davantage d'ordre technico-économique. Les
leviers résident alors dans l'optimisation industrielle ou le modèle d'affaire.
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COUR DES COMPTES
Le soutien de l'Etat au déploiement des EnR a vocation à répondre à cet
objectif, ainsi qu'à l'atteinte des objectifs nationaux de pénétration des EnR
dans le mix énergétique et de réduction des émissions de gaz à effet de serre.
Compte tenu des perspectives d'amélioration de la compétitivité de
ces filières, le coût du soutien public, rapporté à l'énergie produite par ces
technologies, a vocation à se réduire.
Il existe aujourd'hui de grandes disparités de maturité et de coût entre
les filières de production d'énergies renouvelables électriques. A l'exception
de l'hydraulique, leur déploiement ne pourrait pas se faire sur le seul critère
de compétitivité dans un fonctionnement de marché. Les mécanismes
incitatifs mis en place en conséquence sont spécifiques à chaque filière et
doivent faire l'objet d'adaptations périodiques pour tenir compte des
évolutions techniques et économiques. Ils sont guidés par la volonté
d'assurer à ces technologies la rentabilité minimale nécessaire à leur
déploiement. Le choix entre les différents outils de soutien dépend de la
maturité technologique, de la compétitivité et des retombées en termes de
valeur ajoutée en France et en Europe, au regard des caractéristiques de la
chaîne de valeur de chaque énergie et de nos avantages comparatifs.
Ainsi, les recommandations de la Cour confortent les principes
généraux qui guident la politique du Gouvernement en faveur des énergies
renouvelables. Elles doivent être développées, selon leur degré de maturité,
en priorité dans les secteurs les plus dépendants des énergies fossiles, et,
dans une perspective de diversification des sources d'approvisionnement,
dans le secteur de l'électricité pour répondre à l'objectif de réduction de la
part du nucléaire fixé par le Président de la République.
Concernant la chaleur renouvelable :
Le nombre de réseaux alimentés par des énergies renouvelables est en
croissance rapide depuis 2008. Cela est dû à une disposition de la loi portant
engagement national pour l'environnement prévoyant que les réseaux qui
utilisent plus de 50 % d'énergies renouvelables peuvent appliquer un taux
réduit de TVA. Les réseaux de chaleur auraient probablement mérité plus de
place dans le rapport de la Cour, notamment sur la problématique de leur
création, l'obligation de raccordement, l'utilisation d'énergies renouvelables
- dont la géothermie - pour les alimenter, le développement de nouveaux
services, etc.
Comme l'a noté la Cour, les dispositifs de soutien à la chaleur
renouvelable, en particulier le fonds chaleur, sont efficients. Malgré un vif
succès du fonds chaleur, seuls 10 % de l'objectif national sont aujourd'hui
atteints, avec un coût pour la puissance publique très faible : 38,8 €/tep soit
3,3 €/MWh..
La pérennité du financement de ce dispositif est essentielle et fera
l'objet de toute mon attention. Pour l'instant, le coût en €/tep produite est
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plus faible que prévu ce qui permet d'être globalement en ligne avec les
objectifs 2012 malgré un budget plus faible (853 €/tep en 2011 contre
1 123 €/tep prévu). Pour atteindre les objectifs fixés lors du Grenelle de
l'environnement, 520 ktep/an de projets nouveaux en moyenne seraient
nécessaires sur les huit prochaines années. Sur la base d'une hypothèse
conservatrice de stabilité du coût en €/tep, la dotation du fonds devrait être
de 445 M€ par an.
Au demeurant, les projets les moins complexes et les plus rentables
ayant été réalisés en priorité, le niveau de soutien public nécessaire à
l'émergence de nouveaux projets pourrait avoir tendance à augmenter. Par
ailleurs, le coût moyen actuel repose sur une proportion plus forte que prévu
de biomasse et plus faible de solaire thermique, dont le coût est plus élevé, A
côté du financement des projets stricto sensu, il serait opportun de prévoir un
renforcement de la communication et de l'animation pour faire émerger les
projets. Le budget souhaitable serait donc d'environ 500 M€/an jusqu'en
2020, soit un doublement par rapport à la dotation actuelle.
La biomasse, principale filière contributrice à l'atteinte de notre
objectif de production d'énergies renouvelables, nécessite des efforts
importants de mobilisation des ressources forestières. Plusieurs mesures
prévues dans le cadre du futur plan forêt-bois, telles que la mise en place
d'un partenariat public-privé pour réaliser une veille économique sur la
chaine de valeurs des marchés de la filière bois ou l'obligation de gestion
durable des forêts pour bénéficier des avantages fiscaux devraient contribuer
à stimuler l'offre de biomasse.
Concernant l'éolien terrestre :
Parmi les énergies renouvelables électriques, l'éolien terrestre est une
priorité forte. Comme le souligne la Cour dans son rapport, l'éolien terrestre
est proche de la compétitivité avec un coût de production pouvant atteindre
62 €/MWh pour les zones géographiques les plus propices. L'Etat s'est fixé un
objectif ambitieux de développement de l'éolien terrestre à l'horizon 2020. A
ce jour, le développement de l'éolien terrestre est presque en ligne avec la
trajectoire de développement prévue dans le cadre du plan national d'action
en faveur des énergies renouvelables, mais connaît en ce moment un
ralentissement. L'effort doit être poursuivi tout en permettant encore à
l'éolien terrestre de réduire ses coûts.
Dans cette perspective, le Gouvernement a engagé des mesures de
simplification administrative propices au développement de l'éolien terrestre
et va les poursuivre. La Cour indique que l'élaboration d'une nouvelle
doctrine homogène s'est faite au prix d'un empilement de dispositions
réglementaires diverses qui alourdit l'ensemble des démarches à accomplir
pour un porteur de projet. Je tiens à rappeler que le Gouvernement, comme il
s'y était engagé, a supprimé le dispositif des zones de développement de
l'éolien (ZDE). Dorénavant, l'obligation d'achat pour les parcs éoliens
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COUR DES COMPTES
terrestres est accordée sans condition d'implantation, ni condition sur le
nombre de machines faisant partie du parc. Tout projet éolien peut donc
bénéficier de l'obligation d'achat. En particulier, le décret n° 2000-1196 du
6 décembre 2000 fixant par catégorie d'installations les limites de puissance
des installations pouvant bénéficier de l'obligation d'achat d'électricité ne
s'applique pas. Par ailleurs, dans le cadre des Etats généraux de la
modernisation du droit de l'environnement, une expérimentation de permis
unique
(ICPE
et
permis
de
construire,
voire
autres
autorisations
environnementales) sera lancée pour le cas spécifique de l'éolien terrestre.
Le Gouvernement examinera les pistes permettant de simplifier les
démarches des porteurs de projets, dans un objectif de simplification des
procédures.
Concernant l'éolien off-shore :
L'éolien en mer bénéficie d'un potentiel de développement important.
Cette technologie, encore peu mature en France, doit être accompagnée et
permettre le développement d'une industrie nationale forte et à terme
exportatrice. C'est l'objet des appels d'offres lancés par le Gouvernement en
juillet 2011 et plus récemment, en avril 2013. Les lauréats du premier appel
d'offres ont été annoncés le 6 avril 2012. Il s'agit d'Eolien Maritime France,
consortium mené par EDF, pour les lots de Fécamp, Courseulles-sur-Mer et
Saint-Nazaire, et d'Ailes Marines SAS, consortium mené par Iberdrola, pour
le lot de Saint-Brieuc.
Je tiens à souligner que la décision du Gouvernement concernant les
quatre zones retenues s'appuie sur la conviction qu'une filière industrielle
pérenne doit s'appuyer sur plusieurs acteurs structurants, que l'effort
industriel et donc le risque associé doit être réparti sur différents opérateurs,
afin de s'assurer que les objectifs fixés seront respectés dans la durée. Ce
choix permet aussi de garantir la sécurité d'approvisionnement et de
bénéficier de l'expérience d'opérateurs étrangers dans ce domaine.
En termes de procédure, la Cour indique que la décision de
développer une filière éolienne off-shore ne se serait appuyée sur aucune
évaluation économique approfondie. Il convient de nuancer et compléter
cette analyse, car la rédaction du cahier de charges du premier appel d'offres
a fait l'objet d'une consultation large pilotée par la direction générale de
l'énergie et du climat (DGEC), qui a consolidé les contributions des services
ministériels (direction des affaires juridiques, direction des affaires
maritimes, direction de l'eau et de la biodiversité, services déconcentrés), de
services interministériels (DGCIS, CGI, DG Trésor), de l'ADEME, de la CRE
ainsi que d'acteurs externes à l'administration (syndicats professionnels,
pôles de compétitivité, industriels, énergéticiens, institutions financières,
etc.).
Après un premier cycle de concertations intra-administration, une
première version du cahier des charges a été soumise à une consultation
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publique durant le mois de février 2011. Les réponses formelles à cette
consultation, de nature contradictoire et complémentaire dans leur ensemble,
ont permis à la DGEC de revoir de nombreuses clauses. L'ensemble du
cahier des charges, avec des nouvelles propositions et questions, a fait l'objet
d'un travail de double expertise sur les aspects industriels et financiers
pendant le mois de mars 2011 par le cabinet Ernst & Young, qui a mobilisé
ses experts européens en la matière. La décision de lancer l'appel d'offres a
été prise, par le précédent Gouvernement, sur la base d'un dossier
documentaire consistant, retraçant l'ensemble des enjeux qui pouvaient être
définis à ce stade du développement de la filière.
La Cour émet des réserves quant au potentiel de développement de
l'industrie française à l'export. Il faut noter que les industriels français sont
confiants quant à la possibilité de prendre part au marché britannique. Par
ailleurs, dans un rapport du DECC britannique intitulé « Electricity market
reform : delivering UK investment » paru en juin 2013, l'objectif de
développement retenu pour l'éolien off-shore est de 8 à 16 GW en 2020. C'est
un objectif important qui offre des possibilités aux acteurs français.
Le second appel d'offres doit permettre de renforcer le développement
de l'industrie française dans la continuité du premier appel d'offres. A
l'avenir, des améliorations sont possibles, notamment pour une meilleure
évaluation des risques en amont. Le Gouvernement intégrera ces pistes
d'optimisation à ses réflexions.
Concernant le solaire photovoltaïque :
La Cour a souligné les difficultés connues par le passé par la filière
photovoltaïque. Les arrêtés tarifaires prévoient désormais des mécanismes
d'ajustement automatique des tarifs d'achat aux volumes d'entrée en file
d'attente, permettant de la réactivité et de la flexibilité au dispositif, ce qui
doit permettre d'éviter les phénomènes de bulles rencontrés en 2009 et 2010.
Les
mesures
d'urgence
prises
à
l'issue
de
la
Conférence
environnementale visent à relancer la filière solaire dans un contexte
international difficile, en s'appuyant sur un dispositif de tarif d'achat pour les
installations de moins de 100 kWc et d'appels d'offres pour les installations
les plus grandes.
Les appels d'offres visent à permettre un équilibre entre le
développement à terme d'une filière industrielle innovante et compétitive,
notamment à l'export, l'amélioration des performances énergétiques et
environnementales et la maîtrise de la hausse du coût pour les
consommateurs d'électricité.
Les pistes d'optimisation évoquées par la Cour alimenteront les
réflexions du Gouvernement dans le cadre des suites à donner au débat
national sur la transition énergétique.
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COUR DES COMPTES
Concernant le biogaz :
Si la contribution de la filière biogaz à la production d'électricité et de
gaz renouvelables reste encore mineure (1,3 % à fin 2011 pour l'électricité),
le développement de cette filière prometteuse doit être encouragé. L'objectif
du Gouvernement est de développer en France, à l'horizon 2020,
1 000 méthaniseurs à la ferme. Pour atteindre cet objectif, le ministère de
l'écologie, du développement durable et de l'énergie a annoncé le
29 mars 2013,
conjointement
avec
le
ministère
de
l'agriculture,
de
l'agroalimentaire
et
de
la
forêt,
le
lancement
du
plan
« Énergie
Méthanisation Autonomie Azote (EMAA) ».
Ce plan s'inscrit dans une logique :
- de démarche agronomique fondée sur le respect de l'équilibre de la
fertilisation, la réduction globale du recours aux intrants et la substitution de
l'azote minéral par l'azote issu des effluents d'élevage ;
- de développement de la production d'énergies renouvelables dans le
cadre de la transition énergétique de notre pays ;
- de gestion des déchets biologiques (réduction de leur mise en
décharge, conformément aux objectifs européens).
Le plan EMAA permettra une « gestion globale de l'azote » sur les
territoires, en valorisant l'azote organique et en diminuant la dépendance de
l'agriculture française à l'azote minéral, pour une agriculture à la fois plus
compétitive et plus écologique. Cela réduira les coûts de fertilisation,
limitera la pollution liée à l'azote en mettant à profit les excédents d'azote
organique et réduira le recours aux engrais minéraux. Ce plan vise
également à développer un modèle français de méthanisation agricole,
privilégiant des installations collectives, des circuits d'approvisionnement
courts et des technologies et savoir-faire français.
Concernant l'Outre-mer :
Compte tenu de la spécificité des Outre-mer, la Cour pourrait
privilégier une méthode d'évaluation en termes de coûts évités à la
collectivité, grâce à la production d'énergie renouvelable locale, dans un
contexte de péréquation tarifaire de l'électricité et de CSPE.
En particulier, la Cour pourrait souligner que le soutien à la
géothermie dans les îles volcaniques que sont la Réunion, la Martinique et la
Guadeloupe, qui en sont abondamment dotées, paraît d'autant plus judicieux
qu'il peut faciliter le développement d'une filière industrielle française au
profit, par exemple, des îles Caraïbes qui connaissent à peu près la même
problématique.
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Concernant la recherche et développement dans le secteur des
énergies renouvelables :
Le soutien à la recherche est un des axes majeurs de la politique
publique en matière de nouvelles technologies de l'énergie, dans l'objectif
d'accompagner les filières correspondantes vers
la maturité et la
compétitivité. Les montants investis en R&D ont progressé continuellement
depuis 2002, et le budget annuel en 2011 est cinq fois plus important qu'en
2002. En 2011, le budget de R&D dépensé dans les nouvelles technologies de
l'énergie a ainsi dépassé celui dépensé dans le nucléaire. La recherche sur
l'énergie en France a été marquée en 2012 par la montée en puissance des
Investissements d'Avenir, notamment par le démarrage de nombreux projets
de démonstration et par la labellisation des Instituts d'Excellence des
Energies Décarbonées (IEED). Les moyens investis dans la R&D seront donc
maintenus à un niveau élevé dans les prochaines années pour couvrir
l'ensemble de la chaîne de valeur de l'innovation.
Concernant l'évolution des dispositifs de soutien :
Le rapport de la Cour met en évidence des pistes d'améliorations des
dispositifs de soutien aux énergies renouvelables. Comme je l'ai indiqué à
titre liminaire, les dispositifs de soutien mis en place visent à soutenir le
développement des énergies renouvelables tout en s'adaptant au degré de
maturité et de compétitivité de chacune.
Des améliorations sont toutefois possibles, pour mieux prendre en
compte notamment l'efficacité du soutien, en termes d'emplois générés ou de
coût pour la collectivité. Par ailleurs, les énergies renouvelables électriques
étant amenées à jouer un rôle important dans le cadre de la transition
énergétique, leur intégration progressive au marché de l'électricité doit être
examinée.
Ces pistes de réflexions alimenteront les travaux du Gouvernement
dans le cadre de la préparation du projet de loi sur la transition énergétique
et de ses textes d'application et pourront être utilisées dans une perspective
européenne, notamment franco-allemande.
Concernant l'élargissement de la CSPE à d'autres énergies :
Dans son rapport de juin 2012 sur la Contribution au service public
de l'électricité (CSPE), la Cour des comptes préconisait de revoir le principe
du financement par le seul consommateur d'électricité des charges de soutien
aux énergies renouvelables compensées par la CSPE. Cette préconisation est
reprise dans ce rapport.
L'élargissement de la CSPE à d'autres énergies que l'électricité a
également été évoquée par les parties prenantes du Débat national sur la
transition énergétique (DNTE), mais sans que cette proposition ne fasse
consensus. La CSPE actuelle est construite selon le principe que les
consommateurs d'électricité paient pour les charges de service public de
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COUR DES COMPTES
l'électricité. Cette approche a l'avantage de garantir que les factures
d'électricité reflètent bien l'ensemble des coûts du système électrique, et en
assurent la lisibilité. Elle présente toutefois l'inconvénient de faire financer le
développement
des
énergies
renouvelables
électriques
à
partir
de
l'électricité, largement décarbonée en France du fait du parc nucléaire. Ainsi
elle pèse sur la facture des consommateurs d'électricité, qui subissent par
ailleurs d'autres effets haussiers du fait notamment de la hausse des
investissements dans les réseaux et le parc de production.
Un élargissement de l'assiette de la CSPE supposerait un changement
de logique : il s'agirait de faire financer l'ensemble, ou du moins une part
plus
grande,
des
coûts
de
la
transition
énergétique
(et
de
son
accompagnement
à
travers
les
tarifs
sociaux)
par
l'ensemble
des
consommations d'énergie. Les charges financées par la CSPE auraient alors
vocation à inclure, non seulement le développement des renouvelables
électriques, mais aussi - au moins en partie - celui des renouvelables
thermiques. A l'inverse, certaines charges spécifiques à l'électricité, comme
la péréquation tarifaire électrique devraient rester financées par le seul
consommateur d'électricité.
Cet élargissement induirait néanmoins des transferts importants sur
les autres énergies. L'acceptabilité d'une telle réforme par les ménages
devrait donc être soigneusement étudiée, de même que son impact sur la
question des grands équilibres entre énergies. Il convient en toute hypothèse
d'être vigilant aux transferts qui s'opéreraient entre consommateurs. Les
ménages ayant les augmentations de facture les plus fortes seraient les
ménages possédant une voiture et chauffés au fioul domestique ou au gaz.
Les transferts entre consommateurs se feraient ainsi plutôt à l'avantage des
« urbain » (utilisation moindre du véhicule et chauffage par énergies de
réseaux) et au détriment des « ruraux » (utilisation contrainte du véhicule et
chauffage au fioul plus répandu).
Ces réflexions doivent, en tout état de cause, être menées
conjointement avec celles que le Gouvernement a entreprises sur la fiscalité
écologique.
Concernant le renforcement du rôle du marché de l'électricité :
La Cour relève que le développement des énergies renouvelables,
prioritaires à l'injection et dont la rémunération est décorrélée du prix de
gros, déstabilise les marchés européens de l'électricité.
Une réflexion sur l'évolution du mode de soutien aux énergies
renouvelables électriques est en effet nécessaire, afin de réduire les
dysfonctionnements aujourd'hui observés sur le marché de gros (prix de gros
ne couvrant plus les coûts des installations de base, épisodes de prix
négatifs).
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En France, comme dans la plupart des pays européens, les EnR sont
aujourd'hui rémunérées par un tarif d'achat garanti (financé hors marché
par les consommateurs). Les exploitants d'EnR ont donc toujours intérêt à
produire, quel que soit le prix de marché. Ceci a pour effet de déplacer la
courbe de l'offre électrique et fait ainsi baisser les prix de marché par
éviction de l'électricité la plus chère. Tant que les volumes injectés restaient
faibles, ce système de soutien n'avait que peu d'influence sur les prix.
Toutefois, ces cinq dernières années, les capacités renouvelables se sont
fortement développées et les volumes injectés sont devenus conséquents, avec
un impact plus important et plus visible sur les prix.
Concernant la comparaison avec les dispositifs européens :
Comme le note la Cour, il existe d'autres dispositifs en Europe, qui
peuvent constituer des sources d'inspiration même s'ils ont leurs limites
propres.
En ce qui concerne les certificats verts, leur vente procure un revenu
additionnel pour le producteur, mais cette rémunération peut s'avérer très
volatile en fonction de l'adéquation de l'objectif (voir la situation actuelle sur
le marché des quotas de CO2). Le Royaume-Uni et l'Italie, qui avaient
adopté ce système, ont fini par l'abandonner. De plus, le dispositif est peu
adapté pour fixer des objectifs de développement différenciés par filière.
Concernant les primes additionnelles au prix de marché, le principe
est de substituer au prix d'achat garanti une prime additionnelle en €/MWh,
qui vient s'ajouter au prix de marché. L'objectif est d'inciter les producteurs
d'électricité renouvelable à optimiser davantage leur production pour
maximiser leur revenu et en particulier à être disponibles pendant les
périodes de forte demande. Néanmoins, comme la prime est délivrée
seulement quand l'installation produit, elle peut constituer une incitation à
produire le plus possible, y compris en période de demande faible.
Un système de prime à la capacité (en €/MW) pourrait être envisagé :
la production électrique serait vendue au prix de marché et les producteurs
recevraient une prime à la capacité qui permettrait de couvrir une partie des
investissements (CAPEX). Les coûts opérationnels (OPEX) fixes seraient
couverts par les revenus de la vente de la production sur le marché
(constituant la rente infra-marginale). Cette solution, davantage que les
précédentes, permettrait d'inciter les producteurs à optimiser la production
d'énergie renouvelable tout en donnant de la visibilité sur les revenus pour
couvrir les coûts d'investissements. Elle présente l'inconvénient, vu des
producteurs, d'une exposition totale au prix de marché, ce qui n'est pas
forcément adapté pour les petits producteurs et les développeurs.
Pour autant, aucune des solutions précédentes ne permet d'apporter
une réponse totalement satisfaisante aux dysfonctionnements décrits plus
haut sur les marchés de l'électricité. En effet, la plupart des énergies
renouvelables électriques ont des coûts opérationnels variables faibles (c'est
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218
COUR DES COMPTES
le cas par exemple de l'éolien, du photovoltaïque et de l'hydraulique « au fil
de l'eau » qui n'ont pas de coût de combustible).
Ainsi, quand bien même leur production serait totalement intégrée au
marché, ces énergies continueront de déplacer la courbe de l'offre, au
détriment des moyens de production ayant des coûts opérationnels variables
plus élevés, qui seront amenés à fonctionner moins longtemps. La perte de
rentabilité qui en résulte est susceptible de poser des problèmes de sécurité
d'approvisionnement à terme, si ces capacités venaient à fermer, en
particulier au moment des pointes de consommation.
Cela
implique
également
de
réformer
le
marché
électrique,
notamment pour mieux prendre en compte les enjeux de puissance (MW). La
réforme des marchés de capacité, engagée par la France, doit aussi
permettre de donner un coût à l'intermittence, aux pointes de demandes, au
stockage, à l'effacement de demande ou au capacité de pointe et de semi base
(back up).
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219
RÉPONSE DE LA MINISTRE DE L’ENSEIGNEMENT SUPÉRIEUR
ET DE LA RECHERCHE
Ce rapport très complet me semble remarquablement bien documenté
et permettra d’alimenter les réflexions et travaux conduits dans le cadre du
débat national sur la transition énergétique et nourrira la traduction
législative qui en sera donnée.
La seule observation générale que je souhaite formuler a trait au rôle
de la recherche.
Le rapport souligne à juste titre la nécessité de miser sur la recherche
à travers une observation qui est aussi une recommandation : « Miser sur la
recherche pour répondre aux enjeux stratégiques paraît donc indispensable
pour placer ainsi la France en tête de la maîtrise industrielle et donc
commerciale des énergies renouvelables futures ».
Je souhaite en effet que le rôle de la recherche soit pleinement intégré
au débat national sur la transition énergétique, notamment parce que celle-ci
devra nécessairement s’appuyer sur la levée de plusieurs verrous
technologiques et sur des avancées scientifiques, tant pour le développement
des filières d’énergies renouvelables que pour leur intégration dans des
systèmes complets (gestion de l’intermittence ainsi que de leur caractère
décentralisé, stockage, interopérabilité des vecteurs).
Je souhaite également apporter la précision suivante.
Elle a trait au rôle de l’Alliance ANCRE, dont l’action structurante
doit être saluée. Cette Alliance vise à coordonner les acteurs de la recherche
publique dans le domaine de l’énergie, et à proposer une programmation
scientifique et technique sur la base d’une feuille de route stratégique. Cette
feuille de route constituera la contribution de l’Alliance à la stratégie
nationale de recherche prévue par la loi d’orientation sur l’enseignement
supérieur et la recherche qui vient d’être adoptée par le Parlement, et dont
j’ai présenté les grandes lignes sous la forme d’un agenda stratégique
« France Europe 2020 » le 21 mai 2013.
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220
COUR DES COMPTES
RÉPONSE DU PRÉSIDENT DE LA COMMISSION DE RÉGULATION
DE L’ÉNERGIE (CRE)
1 -
Missions
et
rôle
de la
CRE
dans la
politique publique
en
faveur
du développement
des énergies
renouvelables
Ce paragraphe a pour objet de rappeler précisément les champs
d'intervention
et de compétence que le code de l'énergie confie à la CRE
dans le cadre de la mise en oeuvre de la politique
publique en faveur
du
développement des énergies renouvelables.
1.1
Sur
les
appels d'offres
prévus
par la
programmation
pluriannuelle des investissements
Les appels d'offres
sont régis par les dispositions du décret n° 2002-
1434 du 4 décembre 2002 relatif à la procédure d'appel d'offres pour
des
installations de production
d'électricité.
1.1.1 - L'efficacité
des appels
d'offres
tient aux
conditions
dans
lesquelles
Ils sont
engagés
Il
y a lieu de
privilégier
les appels d'offres
dès lors que les
conditions
d'une concurrence effective
sont
réunies
Le principal intérêt
des appels d'offres par rapport
à
un tarif
d'achat réside dans la révélation d'un prix de vente de l'électricité
représentatif des conditions technico-économiques spécifiques de la filière
concernée.
La
concurrence entre les producteurs les oblige en effet
à
prendre en compte leurs coûts de production réels et demander une
rémunération normale des capitaux investis
sous
peine de ne
pas
être
désignés
lauréats.
Cette procédure permet
donc d'éviter
à la puissance publique
l'exercice de fixation
du niveau des
tarifs
d'achat sur la base d'une
collecte difficile
des coûts de production
-
lesquels ne sont d'ailleurs
que des données déclaratives de la part des
producteurs
-
et d'un niveau de
rémunération normatif et uniforme des capitaux
investis.
Elle
permet
en
outre
d'intégrer
de
manière
individualisée
les
autres
sources de
financement
(subventions locales, défiscalisation, etc.) et la diversité des
montages financiers. De plus, l'appel
d'offre
permet
de
prendre
en
compte
des
exigences
plus
ciblées
quant
aux
caractéristiques
essentielles des projets (technologie, localisation, impact environnemental,
etc.) Enfin, les appels
d'offres
permettent
de soutenir le développement
d'une filière d'une façon mieux contrôlée, en fixant
ex ante
des objectifs
en volume en échange d'une incertitude, maitrisable en situation de
concurrence effective, sur le coût global de
l'opération.
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221
De manière plus spécifique, lorsque s'exerce une contrainte
sur la
ressource (comme la biomasse et le biogaz),
les
appels
d'offres
permettent
de
disposer
à
un
instant
donné
de
l'ensemble
des projets
susceptibles d'être
développés. Les pouvoirs
publics disposent ainsi de la
cartographie
des contraintes d'approvisionnement
qui
s'exercent sur
le
territoire,
et
peuvent
dès lors
procéder
à
une
répartition
géographique
judicieuse des projets soutenus
.
Cependant, l'appel d'offres ne permet pas
d'avoir une vision exhaustive de la contrainte
sur la ressource, qui peut être
utilisée par des projets chaleur, des projets hors dispositif de soutien,
etc.
Pour ces raisons, le recours aux appels d'offres
est préférable
dès
lors que les conditions d'une réelle pression concurrentielle
sont réunies
(atomicité
de l'offre,
attractivité
supérieure
à
l'objectif
recherché,
critères de sélection discriminants et non discriminatoires) et qu'il n'existe
pas,
en parallèle, un tarif d'achat susceptible de permettre
aux producteurs
d'arbitrer. Dans ce cas de figure, le « prix
»
doit être le principal critère
d'évaluation des offres et il doit
être réellement
discriminant : il
internalise en effet la plupart
des contraintes et des risques auxquels le
candidat est soumis.
A l'inverse, lorsque les conditions
d'une
concurrence effective
ne
sont pas remplies, les appels
d'offres
donnent des résultats contraires
à
ceux poursuivis.
Ainsi,
dans le cas des appels d'offres pour
l'exploitation
d'installations
photovoltaïques
de
puissance comprise entre
100 et
250 kWc, la répétition
des périodes de candidature, associée à la possibilité
pour un candidat non retenu de candidater à nouveau aux périodes
suivantes, a entraîné des prix de vente proposés pour l'électricité
produite
élevés. Dans le cas de l'appel d'offres pour des installations éoliennes de
production d'électricité
en mer, la concurrence a été très faible, d'une part
du fait de l'état de développement technologique et industriel de la filière
et, d'autre part à cause des délais trop
courts accordés pour
la
constitution
des offres qui n'ont
pas permis à des exploitants de parcs
étrangers de candidater après avoir pu lever les risques de productible et sol.
En pareille situation, les tarifs d'achat constituent une solution
plus efficace, mais présentent
un risque
s'agissant
de l'atteinte
des
objectifs:
s'ils sont fixés
à
un niveau insuffisant, la filière ne se développera
pas;
s'ils se révèlent trop élevés, la filière risque de connaître un
phénomène
d'emballement
à
l'origine
d'une
dérive potentiellement
importante
des
charges
de service public.
Les
contraintes de procédure
inhérentes à la modification
des arrêtés tarifaires, n'offrent
généralement
pas la réactivité suffisante pour prévenir ces inconvénients sauf
si
les
modalités d'évolution sont prévues dès l'origine. Par exemple, la méthode
retenue
pour la filière
solaire dans l'arrêté
du 4 mars 2011, qui consiste
à
revoir
trimestriellement
les tarifs
en fonction
du nombre
de nouvelles
demandes complètes de raccordement, semble être
efficace pour
en
réguler le développement.
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222
COUR DES COMPTES
•
Les appels d'offres autant que les tarifs d'achat sont inadaptés au
soutien des filières les moins matures
Les
recommandations de la Cour visant
à
«réserver
les
appels
d'offres
aux
technologies
les
moins
matures
[...]
»
ou
« pour des
technologies
en
devenir
ou des
projets
de
grande capacité
»
soulèvent
des difficultés.
En effet, ces filières, qui peuvent connaître des aléas
multiples
dans leur développement, sont très mal adaptées au cadre rigide
des appels d'offres
qui impose, une fois l'offre retenue, la réalisation du
projet
en pleine conformité
aux spécifications de l'offre.
Par ailleurs, le
nombre très restreint
de candidats potentiels
n'incite
pas ces derniers à
proposer une offre
au meilleur
prix
ou même à constituer des dossiers
éligibles. Ainsi l'appel d'offres portant sur des installations photovoltaïques
d'une puissance supérieure à 250 kW comportait un lot dédié aux projets
utilisant la technologie du solaire à concentration. Seuls deux dossiers ont
été déposés, dont un a été déclaré non recevable par la CRE
208
Pour ces filières, ou celles pour lesquelles la concurrence est
insuffisante, Il est préférable d'avoir recours à des expérimentations dans le
cadre des appels à manifestation d'intérêt, qui permettent à l'État
d'accompagner la réalisation des projets et d'avoir ainsi un regard sur les
coûts réels d'investissement et d'exploitation. Cette connaissance des coûts
est indispensable à la détermination
du niveau adéquat des tarifs de soutien
susceptibles de prendre le relais, dans une seconde phase, de ces appels à
manifestation d'intérêt, et permettre
le déploiement
industriel de la filière
de production
à
des coûts maîtrisés. Cette procédure répondrait par ailleurs
à la recommandation de la Cour de disposer d'une base de coûts fiable.
Le recours aux appels d'offres doit s'inscrire dans le strict respect de
la programmation
pluriannuelle des investissements.
L'article L.311-10 du code de l'énergie dispose que
«lorsque
les
capacités
de
production
ne
répondent
pas aux
objectifs
de
la
programmation
pluriannuelle
des
investissements,
[
...
],
l'autorité
administrative
peut
recourir
à
la
procédure d'appel d'offres.
»
En application de cet article, l'État ne peut recourir à la procédure
d'appel d'offres
que lorsque les objectifs de
développement
d'une
filière
-
figurant
dans l'arrêté
relatif
à
la
programmation
pluriannuelle
des
investissements (PPI) de production
d'électricité
- ne sont pas atteints.
En
conséquence, il convient de veiller, au lancement de chaque procédure, à ce
que les puissances recherchées n'excèdent en aucun cas les objectifs définis
208
Le
ministre a décidé de déclarer lauréat le projet écarté par la
CRE.
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223
par la PPI et, le cas échant, à réviser préalablement la PPI, comme l'a
demandé la CRE dans sa délibération du 20 décembre 2012
209
.
1.1.2 - Le partage
des rôles en matière
d'appel
d'offres
entre pouvoir
adjudicateur
et pouvoir Instructeur
est
imposé par une directive européenne qui
trouve sa
traduction
dans le décret n °2002-1434.
L'indépendance
de
l'autorité en
charge
d'instruire est
imposée
par
la
directive
2009/72/CE
du
13
juillet
2009 concernant
des règles
communes pour le marché intérieur
de l'électricité
et abrogeant
la directive
2003/54/CE au chapitre III. article 8, point 5 : « Les États membres
désignent une autorité ou un organisme public ou privé indépendant des
activités de production, de transport,
de distribution
et de fourniture
d'électricité,
qui peut être une autorité
de régulation
visée à l'article
35,
paragraphe, qui sera responsable de l'organisation, du suivi et du contrôle
de la procédure d'appel d'offres visée aux paragraphes 1 à 4 du présent
article. »Les textes n'imposent pas, en revanche, que cet organisme soit
l'autorité de régulation de l'énergie.
Comme le souligne la Cour, le ministre chargé de l'énergie outrepasse
cette séparation et s'octroie les compétences de la CRE en matière
de
rédaction du cahier des charges. En conséquence, le délai qu'il laisse à la
CRE pour étudier les conditions de l'appel d'offres
est réduit
à son
minimum, alors même que le II de l'article 2 du décret du 4 décembre 2012
dispose que « Ce délai, qui court de la date de réception des documents
adressés par le ministre, ne peut être inférieur à un mois ni supérieur à six
mois ». Dans un délai aussi court, la CRE ne peut procéder ni à une
consultation publique, lorsque celle-ci n'a pas été organisée en amont, ni aux
analyses approfondies nécessaires à la finalisation du cahier des charges.
Il serait donc souhaitable pour le lancement de futurs appels d'offres:
1.
que
les
dispositions
du
décret
soient
strictement
appliquées,
notamment
s'agissant
du
respect
des prérogatives de la CRE en matière
de rédaction du cahier des charges ;
2.
que les critères
de sélection des candidats aux appels d'offres
proposés par la CRE
dans le cadre de ses compétences de régulateur des
marchés de l'énergie- en charge de veiller à leur bon fonctionnement et au
développement de la concurrence au bénéficie du consommateur- soient
mieux pris en compte ;
209 Délibération
de la CRE en date du 20 décembre 2012 portant
avis sur le projet
d'arrêté
modifiant
l'arrêté
tarifaire
photovoltaïque du 4 mars 2011 au paragraphe 5.1. «
Par
conséquent,
pour les installations de plus de 250 kWc, préalablement au lancement de tout
nouvel appel d'offres, il convient d'ajuster les objectifs de la PP/ conformément aux
dispositions de l'article L.311-10.
»
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224
COUR DES COMPTES
3.
que l'encadrement
des délais préserve les capacités d'analyse et
de consultation nécessaires à la réalisation d'un travail sérieux.
1.1.3 - Les
difficultés des
projets à se
concrétiser ne
reflètent
pas
tant
l'inefficacité de
la procédure d'appel d'offres en elle-même que le niveau élevé de
contrainte résultant de l'application des conditions fixées par le ministre.
Le taux
de
réussite
des deux premiers
appels d'offres
(« CRE 1 »
et
« CRE 2 »)
pour
les projets
de cogénération biomasse est compris entre
30 et 40 %. A ce jour, 20 %
de la puissance retenue au titre
de l'appel
d'offres
« CRE 3 »
a
été
mise en
service mais 13%
seulement
de la
puissance retenue
a été officiellement
abandonnée. Pour les 66%
restants,
les prochains mois seront déterminants. Enfin, il est encore un peu tôt pour
se prononcer sur le succès ou l'échec de « CRE 4 ».
Les
raisons de
ces
faibles taux de mise en service sont
à
rechercher
dans :
•
la
rigidité
des
plans
d'approvisionnement
déposés
(particulièrement
pour les appels d'offres « CRE 1» et « CRE 2 ») ;
• la disparition de certains débouchés chaleur du fait de la
réduction de l'activité économique.
Pour ce qui concerne la première période de l'appel d'offres
photovoltaïque 100-250 kWc lancé à l'été 2011, il convient de noter
que (i) la puissance des projets déposés était bien inférieure à la
puissance cible (68 kWc vs 120 kWc) et que (ii) les dossiers déposés
ne remplissaient pas les critères de recevabilité (127 dossiers sur
345 dossiers reçus ont été déclarés non conformes). En conséquence,
la décision de ne retenir les candidats que pour une partie seulement
de la puissance recherchée dans l'appel d'offres était pleinement
justifiée par l'exigence de qualité, tout particulièrement s'agissant de
projets de cette ampleur. L'appel d'offres montre ici sa pertinence en
matière de sélectivité.
1.1.4 - Les problématiques locales
sont
mieux
prises
en compte
par les
appels
d'offres que par les
tarifs
d'achat
Le cahier des charges étant
spécifique à
chaque appel
d'offres, il est tout-à-fait
possible d'intégrer
des contraintes
locales,
notamment
pour ce qui concerne la taille
et les conditions
d'approvisionnement
en ressource biomasse. Les appels d'offres
« CRE » ne sont pas la principale cause de non-développement
des
installations de petite et moyenne taille.
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225
1.2
- Les avis de la CRE sur les tarifs d'achat mériteraient d'être
mieux considérés
L'article
L. 314-4
du code de l'énergie dispose que la
CRE
émet un
avis sur « les conditions dans lesquelles les ministres chargés de l'économie,
de l'énergie, de l'agriculture et de l'outre-mer
arrêtent [
...
]
les conditions
d'achat ».
L'article L. 314-7 du code de l'énergie indique que « les contrats
conclus[
...
]
prévoient des conditions d'achat prenant en compte
les coûts
d'investissement
et
d'exploitation évités
par [les] acheteurs, auxquels
peut s'ajouter une
prime prenant en compte la contribution de la
production
livrée ou des
filières
à la réalisation des objectifs définis au
deuxième alinéa de l'article le' de /a présente loi.
Le
niveau de cette
prime
ne peut conduire à
ce
que
la rémunération
des capitaux immobilisés
dans
les installations bénéficiant
de
ces conditions d'achat excède une
rémunération normale des capitaux compte tenu des risques inhérents à
ces activités et de la garantie dont bénéficient ces installations d'écouler
l'intégralité
de leur
production
à un tarif déterminé. »
La CRE, à l'instar de la Cour, regrette que ses avis ne soient pas plus
souvent suivis par le Gouvernement. Elle avait notamment attiré l'attention
des pouvoirs publics, dès 2006, (i) sur le niveau élevé des tarifs pratiqués
pour la filière photovoltaïque, (ii) sur l'inadaptation
des conditions
d'éligibilité au tarif d'intégration
au bâti, compte-tenu de la diversité des
équipements et de l'hétérogénéité des coûts associées aux technologies
éligibles et (iii) sur les conditions d'indexation annuelle du tarif trop
mesurées au regard des perspective de baisse des coûts dans la filière.
Une
meilleure
prise en compte
de ses recommandations aurait
permis
d'anticiper
et de lisser dans le temps le revirement
brutal
imposé en 2009
par l'apparition
d'une
bulle spéculative dans ce secteur et de prévenir les
conséquences préjudiciables de ce revirement
sur la structuration de la
filière industrielle.
1.3
- Le
développement des énergies renouvelables dans les
zones non interconnectées (ZNI) présente des spécificités
La production
d'électricité
à partir d'énergie renouvelable, et par
conséquent les charges de service public inhérentes, ont fortement
cru dans
les zones non interconnectées entre 2010 (46,6 M€) et 2013 (218,5 M€,
charges prévisionnelles). Cette croissance s'explique quasi exclusivement par
le très fort développement de la production
d'électricité
issue d'installations
photovoltaïques. Entre 2010 et 2011, les volumes d'achat déclarés par EDF
SEl ont progressé de 120 % et le coût d'achat de 128 %, ce qui a généré
63,4 M€ de coûts d'achat supplémentaires.
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226
COUR DES COMPTES
Le soutien à la production d'électricité
dans les ZNI, d'origine
renouvelable ou non, représente plus du 30 % des charges totales de service
public. Il convient donc d'accorder une attention particulière à leur
évolution.
1.3.1 - Le
développement
des énergies
renouvelables
en zone
insulaire
se
distingue
de
la
situation métropolitaine
par
la
possibilité
de
conclure
des
contrats
de
gré
à
gré
avec
des
producteurs tiers
Les coûts de développement
des ENR dans les ZNI sont portés par
trois vecteurs: les tarifs d'achat (parfois fixés à des niveaux supérieurs à ceux
en vigueur en métropole), les appels d'offres (en règle générale, l'appel
d'offres ne porte que sur les ZNI ou, dans le cadre d'un appel d'offres
national, un lot spécifique est réservé pour les ZNI de sorte que les
installation
à implanter en zone insulaire n'entrent
pas en compétition
avec
celles prévues en métropole) et les contrats négociés. S'y ajoutent, en
fonction des filières, des vecteurs qui échappent au contrôle
de la CRE,
notamment
la défiscalisation prévue par la loi no2003-660 du 21 juillet 2003
de programme pour l'Outre-mer qui offre un cadre très attractif aux
investissements.
Les deux premiers vecteurs ont fait l'objet
de développements dans
les chapitres précédents. Leur mise en oeuvre ne présente pas de spécificité
dans les ZNI. Ils ne seront donc pas réexaminés. Nous nous intéresserons ci-
après aux seuls contrats conclus de gré-à-gré, sous le contrôle
de la CRE,
entre
EDF ou Electricité de Mayotte
et un producteur tiers. Ces contrats
sont prévus au 2° de l'article L.121-7 du Code de l'énergie et au 2 de l'article
4 du décret n° 2004-90 du 28 janvier 2004 relatif à la compensation des
charges de
service
public
de
l'électricité.
S'agissant de
la
défiscalisation,
elle
n'entre
pas dans le
champ
de compétence de la CRE, quand bien
même son articulation
avec les missions qu'exerce la CRE mériterait d'être
mieux coordonnée.
1.3.2 - Les critères
d'évaluation
des
contrats
de gré à gré sont
strictement encadrés
Le 2° de l'article
L. 121-7 du Code de l'énergie limite
l'intervention
de la CSPE
à la compensation
«
[des] surcoûts de production dans les
zones non interconnectées au réseau métropolitain continental qui, en raison
des particularités du parc de production inhérentes à la nature de ces zones ,
ne sont pas couverts
par la part relative à la production dans les tarifs
réglementés de vente d'électricité ». Le V bis de l'article 4 du décret n° 2004-
90 précité prévoit que, pour l'examen de ces contrats, « la commission évalue
le coût de production normal et complet
pour le type d'installation de
production considérée dans cette zone en appliquant les taux de
rémunération
du capital immobilisé fixés par arrêté du ministre chargé de
l'énergie [...]».
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227
En conséquence, tout nouvel investissement examiné dans ce cadre,
qu'il soit destiné à une installation de production thermique
ou renouvelable,
ne peut être justifié que par des considérations énergétiques, c'est à-dire
le
maintien
de
l'équilibre
offre/demande,
tel
qu'inscrit
dans
les
bilans
prévisionnels
des investissements, et
que
les
seuls surcoût
pouvant
être
pris
en
compte
sont
ceux
qui
résultent
des particularités du parc de
production inhérentes à la nature de ces zones.
Le soutien à une initiative
de R&D, à l'aménagement du territoire, à
l'emploi ou à l'atteinte des objectifs du SRCAE ne peuvent être pris en compte
dès lors qu'ils ne sont prévus ni par la loi, ni par le décret.
1.3.3 -
Le
développement
soutenu
des énergies
renouvelables
outre-mer
occasionne
des
contraintes
pour
l'exploitation
des
réseaux
de
nature
à
renchérir considérablement
leur
coût
pour
le
système
électrique
Dans ces territoires
non interconnectés à un réseau continental, le
développement des énergies variables entraine de réelles contraintes pour le
réseau. Aux charges de service public inclues dans la CSPE, il convient
d'ajouter
les coûts de renforcement du réseau qui sont pris en compte par le
TURPE au même titre
que les coûts de renforcement
des réseaux en
métropole, et les capacités d'ajustement
propres à compenser les alé
as de
production.
Aujourd'hui, le seuil d'acceptabilité des ENR est fixé à 30 % de
la puissance instantanée. Mais, dans le futur, ces territoires
souhaitent
accroître leur parc renouvelable grâce à des dispositifs de stockage dont les
coûts seront intégrés dans la CSPE ainsi que la prévoit
dorénavant l'article
60 de la loi n° 2012-1510 du 29 décembre 2012 de finances rectificative pour
2012. Toutefois, en l'état des technologies disponibles, les capacités de
stockage demeurent
inadaptées à l'échelle des territoires
considérés et les
coûts de mise en oeuvre sont très élevés.
1.4 - Faute
de
sanctions,
le
contrôle
des
installations
bénéficiant
de
l'obligation
d'achat se révèle peu
opérant
Le contrôle
de conformité
des installations
bénéficiant de
l'obligation
d'achat relève, en premier lieu, de l'administration
(services du
Préfet)
qui
a
délivré
le
certificat
ouvrant
droit
à
l'obligation
d'achat
conformément
à l'article 1du décret n ° 2001-410 du 10 mai 2001, pour les
cas où celui-ci est nécessaire, et de l'acheteur
dans les autres cas, c'est-à-
dire les installations photovoltaïques
d'une puissance installée inférieure ou
égale à 250 KW (cf. IV de l'article précité).
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228
COUR DES COMPTES
1.4.1 - Il ne peut
être exclu
que certains
contrats bénéficiant
de
l'obligation
d'achat
présentent
un
caractère
frauduleux,
en
particulier
dans la filière
photovoltaïqu
e
...
Pour la filière photovoltaïque, trois
cas
de fraude ont d'ores et déjà
été identifiés.
Le premier cas a trait au type d'intégration des installations sur
toiture. Certaines installations en surimposé, dont le nombre est difficile à
estimer, semblent en effet bénéficier abusivement d'un tarif plus élevé réservé
aux cas d'intégration au bâti.
Les critères permettant
de bénéficier des tarifs d'achat applicables
aux installations intégrées au bâti ou en intégration
simplifiée au bâti, bien
plus avantageux que les tarifs pour les installations en surimposition, ne font
pas aujourd'hui
l'objet
de contrôle.
Le point
6 de l'annexe 2 de l'arrêté
du
4 mars 2011 fixant les conditions
d'achat de l'électricité
produite
par les
installations utilisant l'énergie radiative du soleil indique simplement
que
le
producteur
tient
les
documents
justificatifs
à
la
disposition
du
préfet.
A
notre connaissance, ces documents n'ont pas été exploités par les
services préfectoraux.
L'étude des contrats d'achat signés par EDF OA fait apparaître un
taux d'intégration au bâti des installations ayant signé un contrat de type 510
(arrêté tarifaire de janvier 2010) de 99,7 %. Les résultats des premiers
contrôles
aléatoires réalisés par les services de la CRE
sur certaines
installations, à partir de leur adresse postale et d'un logiciel de
géolocalisation, entraînent de fortes suspicions sur la conformité
de ce
chiffre avec la réalité. Le sondage fait en effet apparaître un nombre
significatif d'installations pour lesquelles les panneaux sont surimposés à la
toiture.
Le deuxième cas de fraude consiste à découper une installation en
installations plus petites, qui bénéficient réglementairement
d'un tarif plus
élevé. Cette pratique a de multiples impacts:
• elle fait bénéficier le producteur d'un tarif artificiellement
haut sur
l'ensemble de l'installation ;
• elle nécessite que le distributeur réalise plusieurs raccordements au
lieu d'un seul ;
• elle accentue la baisse des tarifs d'achat pour les périodes futures
dans la mesure où la puissance des demandes de raccordement pour une
catégorie d'installation
donnée est augmentée.
Le troisième cas de fraude consiste à déclarer une puissance installée
inférieure à la réalité, par exemple afin de bénéficier d'un tarif plus
avantageux. Ce type de fraude peut être détecté par l'analyse de la durée de
fonctionnement des installations, qui apparaît dans de tels cas de figure
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229
supérieure au plafond théorique annuel. La fraude porte bien sur la
puissance déclarée et non sur « un
gonflement de
la
production
annuelle
d
éclarée »
comme l'écrit la Cour.
Pour ce dernier cas, les services de la CRE ont demandé que les
dispositifs de comptage et la puissance de vingt installations
soient contrôlés
par ErDF, car les données communiquées par les producteurs
ont été
présumées fausses à
au moins
deux reprises, laissant supposer une fraude
ou un
dysfonctionnement matériel.
Une centaine
d'installations
feront
l'objet
d'une
vérification
de
factures
en
2014, et
seront contrôlées si les
durées de fonctionnement déclarées sont supérieures aux durées maximales
atteignables.
Une analyse de sensibilité indique que pour dans le cas où 10% des
installations intégrées au bâti sous le régime
de
l'arrêté
tarifaire
de
janvier
2010
serait
en
situation
de
fraude, le
trop-payé
par
la
CSPE
représenterait de l'ordre de 4 à 5 M€ par an.
1.4.2
... ce qui
nécessitera
un
renforcement
du
contrôle
des
installations
S'agissant des installations bénéficiant d'un tarif d'obligation
d'achat,
le 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
ne prévoit pas de modalités de contrôle des installations. Les considérations
spécifiques sont renvoyées aux arrêtés tarifaires
pris par les ministres de
l'énergie après avis du Conseil supérieur de l'énergie et de la Commission de
régulation de l'énergie (article 8 du décret précité). Après chaque publication
d'un nouvel arrêté tarifaire, conformément
à
l'article
5 du décret précité,
un modèle indicatif
de contrat
d'achat est établi conjointement
par EDF et
les organisations représentatives des ELD, et approuvé
par le ministre
chargé de l'énergie.
A l'heure actuelle, les contrats d'achat des installations de
cogénération, de biomasse et de biogaz prévoient des modalités
de contrôle
par l'acheteur
pour
vérifier
l'efficacité
énergétique. Les contrôles
ont
lieu
au début et au cours de la vie des contrats. Ils sont réalisés par un
prestataire mandaté par EDF OA. Les coûts des contrôles sont intégrés dans
les charges de service public et représentent 140,8 k€ pour 2011.
Les lauréats d'appels d'offres
biomasse sont soumis à des contraintes
particulières
sur leurs plans d'approvisionnement
et leur efficacité
énergétique. En effet, les cahiers des charges des appels d'offres biomasse
prévoient
l'envoi
d'un
rapport
annuel
au
préfet
de
leur
région
d'implantation
décrivant notamment
les types de produits
utilisés pour
l'approvisionnement
de leurs centrales, leurs fournisseurs, leurs prix d'achat
de biomasse, etc. La CRE n'a toutefois aucun retour sur ces envois annuels.
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COUR DES COMPTES
Aujourd'hui
les installations éoliennes et photovoltaïques ne sont
soumises en pratique à aucun contrôle. Les cahiers des charges des deux
appels d'offres solaires publiés au printemps 2013 prévoient une visite de
contrôle de la conformité
de l'installation
à l'offre
décrite dans le dossier
de candidature préalablement à la signature du contrat d'achat avec
l'acheteur obligé. Il convient de pérenniser cette démarche dans le cadre des
nouveaux appels d'offres.
La difficulté
de réaliser des contrôles met en évidence la
problématique
du partage des compétences en matière
d'énergies
renouvelables entre
le ministère, la CRE
et l'acheteur, comme le souligne la
Cour : c'est en effet
à
la CRE
d'évaluer
les charges de service public et de
décider des installations pouvant bénéficier de la compensation au regard du
cadre réglementaire en vigueur, alors qu'il revient au seul ministère
de
mobiliser les agents de l'administration pour procéder aux contrôles, en
s'appuyant si nécessaire sur l'acheteur, lui-même en convention avec le
gestionnaire de réseau, qui est le seul opérateur à assurer une présence
constante sur le terrain.
Des travaux préparatoires permettant
de mettre en place des
contrôles efficaces, impliquant
les services de la CRE, de la DGEC et
d'EDF, ont débuté en 2012 et se poursuivent en 2013.
2 -
Les
méthodologies d'évaluation des coûts de production
Ce
paragraphe poursuit plusieurs objectifs
:
•
rappeler
la méthodologie
d'analyse utilisée
par
la CRE
pour
évaluer la rentabilité
d'un
projet bénéficiant d'un tarif d'achat ;
• préciser les éléments fondamentaux de sensibilité des méthodologies
de calcul des coûts afin d'en définir le strict périmètre d'application et d'en
préciser les limites.
2.1 - Le critère d'annulation de la valeur actuelle nette d'un
projet est la méthode d'analyse utilisée par la CRE dans le cadre de ses
avis sur le niveau des tarifs d'achat d'électricité à partir d'énergie
renouvelable
La valeur actuelle nette
(VAN) correspond à l'écart entre la somme
des flux de trésorerie générés par un actif, actualisés au taux de rentabilité
exigé, et la valeur à laquelle cet actif peut être acquis. Elle mesure donc la
création de valeur que la réalisation d'un investissement peut entraîner.
Le critère de VAN est le meilleur
critère pour choisir ou refuser un
investissement, qu'il soit industriel ou financier. Dès lors qu'il est appliqué
pour évaluer un seul investissement, il est strictement
équivalent au calcul
d'un taux de rentabilité
interne (TRI), taux que la CRE évalue dans le cadre
de ses avis sur les projets d'arrêtés tarifaires, de manière à s'assurer de la
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231
,
rémunération normale des capitaux investis au regard des risques sous-
jacents.
Pour l'évaluation
du caractère excessif de la rémunération
des
capitaux, la CRE compare le TRI sous-jacent au critère d'annulation
de la
VAN d'un projet qui valorise sa production d'électricité au tarif d'achat avec
le coût moyen pondéré
du capital (CMPC) des entreprises du secteur
210
dans le cadre très spécifique d'une quasi-absence de risque sur les recettes
de production. Dès lors, le TRI est calculé indépendamment
du mode de
financement et intègre, pour son calcul, les dispositions fiscales applicables,
en particulier lorsque le tarif d'achat s'inscrit dans une logique de
défiscalisation ou de crédit d'impôt.
2.2 - Les
méthodologies de calcul des coûts présentées par la
Cour sont toutes dérivées du critère d'annulation de la VAN
La
méthode
dite
« LCOE »
(Levelized
Cast of Electricity)
permet,
à
partir
de
données
de
coûts (investissement, exploitation,
maintenance) et d'un taux d'actualisation, de calculer un coût de production
en €/MWh.
La méthode
du
Coût Courant
Economique (CCE)
a été
proposée
par
EDF
pour
évaluer
les coûts de production
de l'électricité
produite
par son parc nucléaire historique. Comme l'a écrit la CRE en réponse au
rapport
de la Cour sur les coûts de la filière électronucléaire de janvier
2012, il s'agit d'un coût reflétant ce que consentirait à payer un fournisseur à
EDF pour louer ses centrales nucléaires historiques plutôt que de les
reconstruire, et inclut par construction de la méthode
leur renouvellement
à
l'identique à l'échéance de leur durée de vie. Cette
méthode,
appliquée
à
un
actif
construit
dans le passé et
sur la
base des coûts d'investissement
passés, traduit le coût de développement de cet actif dans certaines
conditions d'évolution des prix et du capital initialement engagé pour sa
construction, intérêts intercalaires compris.
Ces deux méthodes sont, dans leur application et leurs principes
théoriques, strictement équivalentes au critère de VAN d'un projet dès lors
qu'elles ont pour objet le calcul d'un coût de développement prospectif. la
différence
réside dans la nature
du résultat
obtenu : ces méthodes ne
donnent pas en effet
comme résultat
la rentabilité
d'un projet
sous
certaines hypothèses de recettes et de coûts, mais fournissent à l'inverse le
coût de production d'une filière sous l'hypothèse d'une rentabilité
normative
matérialisée par le taux d'actualisation.
210
Ce
taux est
régulièrement
mis à jour par la direction financière de la
CRE.
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232
COUR DES COMPTES
2.3 - Les
méthodologies
de calcul des coûts présentent
des
limites
qui
requièrent de
la prudence
dans leur emploi,
notamment
dans le cadre
d'exercices de
comparaison
entre filières de
production
2.3.1
- Toutes les
méthodologies
présentent
une forte
sensibilité
au taux
d'actualisation
et
à
la
durée
d'exploitation
des
actif
s
...
La Cour avait identifié en annexe 15 de son Rapport public
thématique sur les coûts de production
de la filière électronucléaire deux
faiblesses de la méthode CCE, que partagent évidemment les méthodes
LCOE et VAN, à savoir (i) leur forte sensibilité au taux d'actualisation choisi
et (ii) leur faible sensibilité à la durée de vie de l'actif.
Ces faiblesses, rappelées dans le projet de rapport objet des présentes
observations, appellent deux remarques sur le recours à cette méthode
pour
l'évaluation
des coûts de production
des énergies renouvelables.
En premier
lieu,
à
l'instar
de
la
production
nucléaire,
la
production
d'énergie
à
partir
de
sources renouvelables se caractérise par
une forte voire très forte intensité capitalistique. Le coût moyen pondéré du
capital (CMPC) représente dès lors une part importante du coût de
production.
En second lieu, la durée de vie des actifs utilisés pour la production
d'électricité
d'origine
renouvelable
est
incertaine
en
raison
du
développement
récent
de
ces
filières,
sur
lesquelles
aucun
retour
d'expérience n'est aujourd'hui
disponible. Le projet
de rapport
relève à cet
égard que les installations pourraient
« avoir une durée
de vie très
supérieure
aux prévisions ». Les
plans d'affaires des candidats aux appels
d'offres
et les calculs de rentabilité
réalisés dans le cadre des avis sur les
tarifs d'obligation
d'achat montrent
par ailleurs que la durée de vie d'une
installation est un élément structurant du coût de
production.
2.3.2
...
ce
qui
entraine
la
nécessité d'observer
une
grande
prudence
dans
les
exercices
de comparaison
des coûts des
différentes
filières
de
production
Il apparaît nécessaire d'apporter des modifications au projet de
rapport sur trois points.
Sur la comparaison des coûts de production actualisés par filière
La Cour écrit « les
données résumées ci-dessous sont celles
correspondant au taux d'actualisation intermédiaire de I'ADEME, soit 8 %,
afin de comparer
au mieux les filières
dont les risques et les durées de vie
sont très différentes
les unes des autres ».
Le tableau n° 7 présente les coûts
moyens de production actualisés par filière. Figurent également, en annexe
9, des tableaux complets de coûts de production issus des travaux de
I'ADEME.
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Compte-tenu de la sensibilité à la durée de vie des méthodes de calcul
de coûts, il est délicat de procéder à la comparaison des coûts par filière de
production.
Au surplus, ces coûts ont été calculés sur la base d'un référentiel
de données essentiellement déclaratives dont l'objectivité
est discutable.
Pour ces raisons, ces éléments et les hypothèses sous-jacentes
à
chaque calcul de coût mériteraient
d'être clairement exposés et, à défaut, le
tableau n°7 et l'annexe 9 devraient être supprimés.
Sur la comparaison des coûts de production avec les coûts du
nucléaire
La Cour écrit dans son rapport
que « la filière éolienne terrestre
apparaît,
selon les chiffres de I'ADEME, dans une position intermédiaire,
avec des coûts compris entre 62 € et 102 €/MWh, ce qui en fait une énergie
sur le point d'être compétitive.
[.
..
]
A titre
de comparaison, le coût de production de l'électricité
nucléaire a été estimé par la Cour à 49,5 € le Mwh en 2011 pour le parc de
centrales actuelles (Le taux d'actualisation retenu était de 5 %, dont 3 %
hors inflation, comme c'est le cas en général pour l'énergie nucléaire) ».
La comparaison
entre
les coûts
de production
de l'électricité
d'origine
éolienne et ceux de
l'électricité
nucléaire pose des problèmes de
pertinence, pour les raisons suivantes
:
•
Les méthodes
de calcul des coûts
de production
de la filière
éolienne et de la filière
nucléaire historique ne s'appliquent pas au même
objet.
Dans
le premier
cas
,
la méthode prend en compte un coût
d'investissement
établi
à
partir
de
la réalité
industrielle
actuelle.
Dans le
second cas, la méthode s'applique à un coût d'investissement
reconstruit à partir de chroniques d'investissement passées réévaluées à
l'inflation,
et tenant compte par ailleurs d'intérêts
intercalaires eux-
mêmes réévalués
à
4,5
%
;
•
La durée d'exploitation des deux moyens de production diffère très
sensiblement: elle est de 20 ans pour la filière éolienne terrestre, et de 40 ans
pour la filière nucléaire historique;
• Les taux d'actualisation utilisés pour les deux méthodes ne sont pas
les mêmes.
Sur ce dernier point, la Cour avait retenu un taux d'actualisation de
7,8 % réel avant impôts pour calculer le coût de production
du nucléaire
avec la méthode CCE, comme c'est précisé dans l'annexe 15, et non de 5 %
nominal.
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COUR DES COMPTES
,
Sur les coûts de l'éolien
offshore
La
Cour a estimé le coût de production des parcs éoliens en mer entre
105 et 164
€./MWh.
Outre le fait que les hypothèses de calcul sous-jacentes à ce résultat
ne sont pas présentées, la Cour indique que le taux d'actualisation retenu
pour ce calcul spécifique est de 5 % réel, taux qui n'est pas cohérent avec le
taux d'actualisation retenu dans le cadre du tableau de comparaison n° 7.
Pour les mêmes raisons que celles citées supra (durée
d'exploitation
et taux d'actualisation), il apparaît
utile
de s'interroger sur la pertinence de
ces
éléments de coûts.
2.4 - La
pertinence
d'un
coût
de
production
est
très
dépendante
de la qualité
des
paramètres
d'entrée
du modèle.
L'obtention
de données
de coûts
fiables
et
objectives
est une
opération délicate.
Les méthodologies de calcul des coûts, outre leur sensibilité au taux
d'actualisation et à la durée de vie des actifs, présentent aussi une forte
sensibilité aux autres données d'entrée, notamment le facteur de charge des
installations, les prévisions de coûts d'investissements et d'exploitation, le
productible retenu (soumis aux aléas climatiques
pour
certaines
filières
ENR), l'évolution
de la fiscalité spécifique (IFER, redevance d'occupation du
domaine public) ou général (imposition des sociétés), etc.
En conséquence, quel que
soit
l'organisme
qui collecte
ces données,
elles doivent
être
utilisées avec prudence
dans
la
mesure
où
elles
seront
essentiellement
fournies
sur
une
base déclarative
par
les producteurs, qui
sont par ailleurs les premiers bénéficiaires d'un tarif d'achat ou de
subventions qui seraient établis à partir de ces données.
Il
existe
trois
moyens
de
disposer
d'informations robustes, fiables
et
objectives, dont
deux relèvent directement
des compétences de la CRE :
•
La réalisation d'audits des coûts
211
pour les installations qui ont
déjà été construites. A cet égard, laCRE
dispose d'un
« droit d'accès, quel
qu'en
soit le support, à
la comptabilité
des entreprises exerçant
une
activité dans le secteur
de l'électricité et
du
gaz naturel ainsi qu'aux
informations économiques, financières et sociales nécessaires à sa mission
de contrôle»
(articles L.135-1du code de l'énergie) ;
• L'accès aux données de coûts sous-jacentes aux projets déposés
dans le cadre d'appel d'offres, à condition toutefois qu'ils aient été organisés
dans des conditions de concurrence effective, ainsi qu'il est rappelé au
paragraphe 1.1.1 du présent rapport ;
211
Un audit des coûts pour les filières
photovoltaïque,
éolienne, cogénération et biomasse est
en cours depuis la fin du 2
ème
trimestre
2013
.
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235
• Le pilotage et le contrôle des coûts par l'État, dans le cadre des
appels à manifestation d'intérêt
qui pourraient être organisés pour soutenir
le développement des filières les moins matures.
Au surplus, tout
calcul de
coût
est
par
nature
extrêmement
prospectif et incertain pour des filières présentant de faibles degrés de
maturité, en particulier sur des horizons de 20 ans et plus.
Enfin, la CRE rappelle qu'elle
a pour mission d'émettre un avis sur
tout
projet
d'arrêté
tarifaire
212
et doit disposer dès lors de compétences et
de moyens autonomes dans le recueil, le traitement
et la vérification des
informations relatives aux coûts pris en compte pour évaluer ces tarifs.
3 - Observations complémentaires
Sur
l'instabilité
du cadre
juridique
L'instabilité du cadre juridique
n'a pas de conséquence sur les projets
en cours. En effet, un projet ne perd pas Je bénéfice des conditions
économiques de son contrat
d'obligation
d'achat quelle que soit l'évolution
de l'arrêté tarifaire qui
le sous-tend, les mesures rétroactives
étant
extrêmement rares. L'incertitude juridique
a plutôt des conséquences sur le
développement des filières, et notamment sur les efforts
de recherche et de
développement.
Sur le calcul d'équivalence entre la
filière hydraulique
et la
filière
nucléaire
Le calcul figurant dans la note
de bas de page n° 14 indique que la
production
hydraulique normalisée de l'année 2009 est équivalente à
9,4 GW nucléaire. Ce calcul, qui laisse entendre une stricte équivalence
entre la
production hydraulique et la production nucléaire, apparaît
contestable. En effet, si la production nucléaire
est une production
dite
de
base, certaine, et
commandable, il
n'en est pas de même de la production
hydraulique
qui est, pour partie, fatale et, pour une autre partie, soit
212
L'article
L.314-4 du code de l'énergie
impose
au
gouvernement
de recueillir
l'avis de
la
CRE
sur tout
nouveau projet
d'arrêté
tarifaire
:«Les
conditions dans lesquelles les
ministres chargés de l'économie et de l'énergie arrêtent, après avis de la
Commission
de
régulation de l'énergie, les conditions d'achat
de l'électricité
produite
par les installations
mentionnés
à l'article L.314-1,
sont
précisées par
voie
réglementaire.
»
L'article 8 du décret 2001-410 relatif
aux conditions d'achat de
l'électricité
produite
par
des producteurs
bénéficiant de
l'obligation
d'achat vient préciser les conditions
d'achat sur
lesquelles la
CRE
rend un avis
:
«
1
o
En
tant que de besoin, les conditions relatives
à
la
fourniture de l'électricité par le
producteur
;
2° Les tarifs d'achat
de l'électricité
;
3o
La
durée du contrat
;
4° Les exigences techniques et financières à satisfaire pour
pouvoir
bénéficier de l'obligation d'achat. Ces exigences peuvent notamment
inclure la fourniture
de
documents
attestant
de
la
faisabilité économique
du
projet, la
fourniture
d'éléments
attestant
de
l'impact environnemental du projet
ainsi
que le respect de critères techniques ou
architecturaux de
réalisation
du
projet.
»
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COUR DES COMPTES
destinée à couvrir, sous contrainte,
les aléas de l'équilibre offre-demande,
soit destinée à se substituer à un moyen thermique, lorsque les conditions
économiques le justifie, dans une logique de gestion des stocks d'eau
dépendante des conditions d'hydraulicité.
Sur la dette
d'EDF
La Cour rappelle que l'Etat a un arriéré vis-à-vis d'EDF. Le chiffre
retenu par la Cour pour cette « dette » est de 4,9 Md€. En additionnant
les
passifs constatés des années paires (954,9 M€ au 31/12/2010) et impaires
(2 109,9 M€ au 31/12/2011), la CRE constate un arriéré de 3,1Md€
hors frais de portage.
Par ailleurs, le communiqué
de presse du groupe EDF en
date14 janvier 2013 n'indique pas que les frais de portage seront supportés
par le budget de l'Etat
213
.•
En l'état
actuel de la réglementation, la CSPE
ne couvre ni les frais de gestion ni les intérêts générés par un montant
de
compensation inférieur au niveau des charges constatées.
Sur la part des
ENR
dans
l'électricité et/ou
l'énergie
d'origine
renouvelable
Il y a une confusion
dans le projet de rapport
entre la part des ENR
dans l'électricité d'origine renouvelable et la part des ENR dans l'énergie
d'origine renouvelable.
Sur l'année de référence utilisée dans le projet
de rapport
pour
évaluer le développement
des
filières
La
Cour a choisi de
retenir
l'année
2011 comme
point
de
référence
pour
l'ensemble
des grandeurs quantitatives
de son projet
de
rapport, à l'exception
des grandeurs relatives à
l'énergie éolienne, qui se
rapportent
à 2012. Cette inhomogénéité
complique
la compréhension
du
projet
de rapport, et est par ailleurs source d'erreur.
213
«
L'accord trouvé avec les pouvoirs publics prévoit
le remboursement de la créance
constituée du déficit de CSPE au 31 décembre 2012 (environ
4,3 milliards d'euros
et des coûts
de portage induits
pour
le Groupe (environ 0,6 milliard d'euros). Cette créance d'environ 4,9
milliards d'euros, en application de cet accord, sera soldée d'ici le 31 décembre 2018, selon un
échéancier de remboursement progressif, et sera rémunérée
aux conditions de marché
. ». Le
communiqué du Gouvernement indique lui seulement que «
Pierre Moscovici, Ministre
de
l'Economie et des Finances, Delphine Batho, Ministre
de l'Ecologie, du Développement durable
et de l'Energie et Jérôme Cahuzac, Ministre
délégué chargé du budget ont validé le montant du
manque à gagner pour EDF du déficit de compensation
de ses charges de service public de
l'électricité et élaboré un échéancier de résorption de ce manque à gagner d'ici 2018
»
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237
Sur la comparaison de la production photovoltaïque avec la
consommation d'un foyer
La note de bas de page n°20 précise que « l'ordre de grandeur d'une
unité de 3 kW est comparable à celui de la
consommation
strictement
électrique (hors chauffage et eau chaude sanitaire) d'un foyer de 4
personnes. »
Il n'existe aucune statistique
de consommation fiable rapprochant
des données de composition de foyer,
d'usages de l'électricité
et de
consommation.
Sur un point rédactionnel relatif
à
l'appel d'offres éolien en mer
La CRE ne fait qu'instruire
les offres et les classer de manière à
permettre
au ministre chargé de l'énergie un choix éclairé des lauréats. En
conséquence, le début
du
3ème
paragraphe de la page 62 doit
être réécrit
comme suit:« Plus récemment,[
.....
] alors que la société
EMF était mieux
classée par la CRE. »
Sur un point rédactionnel relatif au bénéfice des dispositifs de
soutien
Il faut éviter d'évoquer la notion de « cumul » de la procédure
d'appel d'offres et du tarif d'achat.
Ces
deux dispositifs sont en effet
disjoints et il n'est naturellement
pas possible de bénéficier des deux en
même temps. Il est en revanche possible de quitter le régime du tarif d'achat
pour celui de l'appel
d'offres.
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RÉPONSE DU PRÉSIDENT DU CONSEIL D’ADMINISTRATION DE
L’AGENCE DE L’ENVIRONNEMENT ET DE LA MAÎTRISE
DE L’ÉNERGIE (ADEME)
La lecture de ce document appelle de ma part les observations
suivantes.
Tout d’abord, l’ADEME souscrit pleinement à l’ambition donnée à
votre rapport, explicitée en particulier en introduction du chapitre III,
d’apprécier le coût pour la collectivité du soutien aux énergies renouvelables
au regard de l’ensemble de leurs bénéfices, notamment :
-
énergétiques, par la substitution d’énergies dont les stocks sont
limités et majoritairement hors de France ;
-
environnementaux au sens large, en particulier par la réduction des
émissions de gaz à effet de serre et de polluants et la réduction des
risques technologiques ;
-
économiques et sociaux, par le développement de secteurs d’activité
et d’emplois.
Le recours à un bouquet diversifié, reposant sur des sources d’énergie
complémentaires, réduit également les risques systémiques qui peuvent peser
sur un pays qui ne compterait que sur un nombre réduit de formes d’énergie.
Dans ce contexte, si l’ADEME partage la préoccupation de la Cour
de rechercher les moyens de développement les plus efficients pour chaque
filière, elle estime que les comparaisons entre filières ne peuvent pas se faire
en considérant uniquement le critère des coûts à un instant donné.
La Cour souligne que la politique de soutien des énergies
renouvelables ne peut que s’inscrire dans le long terme. Il pourrait donc
apparaître paradoxal de préconiser de réserver les dépenses publiques aux
filières aujourd’hui les moins coûteuses alors qu’il est rappelé dans le même
temps que ces filières ne disposent pas de gisements illimités. Le rôle des
pouvoirs publics est également d’investir dans les filières qui présentent à
moyen terme les potentiels de croissance les plus importants, en assumant
une période initiale où un soutien public plus élevé permet au secteur de se
structurer et aux coûts de diminuer grâce aux effets volumes. Les objectifs
nationaux ne pourront être atteints avec les seules filières éolien et biomasse.
Cela ne signifie nullement soutenir toutes les filières « quel qu’en soit le
coût ».
Au-delà de cette divergence d’analyse l’ADEME rejoint la Cour sur la
nécessité pour la France de « définir les conditions de la soutenabilité de sa
politique, [de] faire des choix » et pour que ces choix soient compris de faire
« un effort de transparence accru sur les avantages comme sur les
inconvénients des décisions à prendre ». La recommandation de la Cour
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239
portant sur le suivi statistique pour éclairer ces prises de décision en découle
logiquement, et l’ADEME est prête à assurer sa contribution à la
connaissance des coûts de production, des emplois et des marchés. Il est
également indispensable de se fixer l’objectif de la stabilité et de la lisibilité,
car il est manifeste que certaines difficultés rencontrées par les filières
renouvelables ont été aggravées par des politiques de « stop and go » peu
compatibles avec l’ambition du développement sur le long terme de
technologies d’avenir. Comme la Cour le souligne, certaines des instabilités
constatées ont concerné les contraintes juridiques appliquées aux énergies
renouvelables.
L’ADEME
est
donc
favorable
aux
suggestions
de
simplification qui sont faites et souhaite indiquer que le groupe de travail
« énergies renouvelables » du débat national sur la transition énergétique a
fait des propositions convergentes sur ce point.
Par ailleurs, la conclusion générale du rapport souligne que le
développement des énergies renouvelables passe par une valorisation du
coût du carbone à un niveau plus élevé qu’aujourd’hui et que leur
augmentation relative dans la part de l’énergie consommée en France doit
passer également par des économies d’énergie. L’ADEME souscrit
pleinement à ces deux remarques et regrette qu’elles ne soient pas rendues
plus visibles par leur ajout à la liste récapitulative des recommandations.
Enfin, certains sujets techniques appellent des remarques plus
précises :
•
En ce qui concerne les conséquences du développement des ENR
variables sur le réseau électrique, l’ADEME estime que l’analyse de
la Cour est trop pessimiste. Certaines rédactions semblent imputer
aux ENR variables, malgré 8 % seulement de la production en
France, tous les enjeux de gestion du réseau électrique. Si la
question est essentielle et les mécanismes décrits réels, il s’agit
avant tout de savoir anticiper et optimiser l’adaptation du système
électrique aux moyens de production de demain - de même que le
système actuel est adapté aux moyens de production historiques -
ainsi qu’à l’évolution des usages. Les smart grids peuvent permettre
de faciliter l’intégration des ENR électriques, mais une part
essentielle de leurs objectifs consiste à maîtriser et moduler la
demande. Il est important de rappeler qu’à l’heure actuelle, la
question de la variabilité et de l’équilibre offre-demande est
largement dominée par la variabilité de la consommation électrique,
et en particulier par sa thermo-sensibilité. Parmi les formulations
du rapport qui semblent excessives, on peut citer à titre
d’illustration :
-
la « production [des ENR] est en général consommée ailleurs »,
constat qui est encore plus vrai des centrales électriques
classiques ;
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240
COUR DES COMPTES
-
le graphique n° 11 sur les échanges électriques franco-allemands
montre que le réseau est utilisé, mais ne démontre pas s’il y a un
besoin de renforcement imputable aux ENR et si oui de quelle
ampleur (le réseau existant a servi bien auparavant à transporter
l’électricité de centrales conventionnelles).
•
Sur la question des coûts de l’intégration aux réseaux électriques, il
est à souligner le constat fait par la Cour que des calculs effectués
par la CRE ont abouti à « une estimation deux à trois fois inférieure
à celle d’ERDF ». Ce constat incite à étudier plus en profondeur ces
évaluations, mais le manque de transparence sur les hypothèses
prises ne permet pas de distinguer la part des coûts de renforcement
des réseaux qui sont imputables aux ENR et la part qui résulte des
autres investissements à effectuer sur les réseaux, voire d’un
rattrapage par rapport à des situations antérieures de sous-
investissement.
•
En ce qui concerne le coût des ENR, il est indiqué que les calculs de
l’ADEME sont réalisés « avec des hypothèses de facteur de charge
qui se situent systématiquement à la limite supérieure de ce qui est
techniquement possible avec les installations ». L’ADEME souhaite
préciser que cette remarque n’est valable que pour l’éolien, où le
facteur de charge de 25 % est effectivement légèrement supérieur si
on le compare à la moyenne de 22,5 % observée en France sur la
période 2008-2012. Il reste néanmoins dans l’intervalle de
confiance des valeurs constatées, qui dépendent des conditions de
vent et de progrès technique (le facteur de charge sur la seule année
2012 était de 24 %). D’autre part, il est à signaler que le « large
éventail
de
coûts
de
production »
du
solaire
repose
sur
l’agglomération des fourchettes de coûts des filières photovoltaïque,
solaire thermodynamique et solaire thermique, qui ont des
finalités - électricité ou chaleur - et des lieux d’implantation
possibles très différents.
•
En ce qui concerne le solaire thermique, l’ADEME partage
globalement les préoccupations de la Cour. Elle considère que les
soutiens à cette filière doivent continuer à exister mais d’une façon
mieux ciblée sur les opérations les plus rentables et certains usages
spécifiques, en tenant compte d’un état des lieux objectif des forces
et des faiblesses de cette filière qui a déjà été engagé.
•
En ce qui concerne la géothermie, et en particulier la géothermie
pour la production d’électricité, il convient de rappeler la spécificité
des départements d’outre-mer, où les moyens de production
« classiques » de l’électricité coûtent extrêmement cher et sont
répercutés sur la CSPE. La production d’électricité géothermale en
zone volcanique n’est en aucun cas à comparer aux coûts de la
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241
métropole mais aux coûts locaux et génère en pratique des
économies sur la CSPE.
•
En ce qui concerne le photovoltaïque, l’ADEME considère que
l’idée selon laquelle l’intégration au bâti peut générer des
développements industriels en France reste exacte et qu’il ne faut
pas abandonner le soutien à cette filière. Pour autant, le choix du
mécanisme de soutien et son degré d’intensité ont été mal
dimensionnés au départ et doivent être reconsidérés. L’ADEME
considère que ces solutions ont vocation à être ciblées avant tout sur
les bâtiments neufs et qu’une étape de consolidation par le
développement technologique et la démonstration est nécessaire, sur
des critères renforcés et des plus petits volumes, avant de vouloir les
généraliser.
•
En ce qui concerne la biomasse, l’ADEME rejoint le constat de
« sous-exploitation » de la ressource, en particulier forestière, alors
que plus de 50 % des objectifs nationaux d’énergies renouvelables à
l’horizon 2020 reposent sur la biomasse et que le gisement existe
pour les satisfaire. L’ADEME a ainsi proposé un plan de
mobilisation de la biomasse en 7 mesures, qui visent à utiliser plus
de bois français dans la construction, à stimuler la demande de bois
énergie en réservant son usage aux installations à haut rendement et
à structurer l’offre de biomasse forestière.
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