Financement de l'énergie éolienne

 Le financement de l'énergie éolienne

Jean Pierre Riou

L’obligation d’achat

La version actuellement en vigueur (février 2021) de l’Article L314-1 du code de l’énergie fait obligation à Électricité de France (EDF) – ainsi qu’aux entreprises locales de distribution chargées de la fourniture (ELD) si les installations de production sont raccordées aux réseaux publics de distribution dans leur zone de desserte – de conclure, lorsque les producteurs intéressés en font la demande, un contrat pour l'achat de l'électricité produite sur le territoire national par les installations dont la liste et les caractéristiques sont précisées par décret et notamment par les énergies renouvelables (EnR). 

Errata : mise à jour du 17/02/2021

Depuis sa première version (juin 2011) cet article du code de l'énergie renvoie son application concernant l'éolien industriel à l'Article D314-15

Qui précise : en application de l'article L. 314-1, les producteurs qui en font la demande bénéficient de l'obligation d'achat d'électricité pour les installations de production d'électricité suivantes :  

2° Les installations utilisant l'énergie mécanique du vent implantées à terre, à l'exception de celles implantées en Corse. 

Mais cette disposition a été abrogée par le décret du 28 avril 2017 qui ne la maintient que pour :  

11° Les installations utilisant l'énergie mécanique du vent situées dans des zones particulièrement exposées au risque cyclonique et disposant d'un dispositif de prévision et de lissage de la production 

Les charges induites

Le tarif privilégié de ces contrats entraîne des charges supplémentaires à EDF (et aux ELD) dont le montant est évalué chaque année par la Commission de régulation de l’énergie.

Pour évaluer ces charges, la CRE publie ses analyses de la valeur du coût évité par l’énergie ainsi achetée et la déduit du montant total engagé par EDF.

La CRE publie en juillet de chaque année une délibération dans laquelle elle évalue le total de ces charges pour l’année précédente ainsi que leur prévision pour l’année suivante.

L’annexe 1 de cette délibération rend compte de la quantité d’électricité achetée "sous obligation d’achat" en GWh et son coût constaté l’année précédente, en M€ pour chaque filière, et sa prévision concernant l’année suivante. 

Son tableau récapitule également  le coût d’achat unitaire en €/MWh de chaque filière, à la fois constaté l’année précédente et prévu pour l’année suivante.

Le tableau le plus récent (juillet 2020) est reproduit ci-dessous.

 

Et montre que la CRE a constaté un coût d’achat unitaire moyen de 92,7 €/MWh pour l’éolien en 2022, et en chiffre la prévision 2024 à 100,8 €/MWh. (Et 187,9 €/MWh pour l'éolien en mer)

Cette moyenne concerne la totalité des contrats d’EDF OA (obligation d’achat) qui assume notamment le suivi de pas moins de 6 types de contrats éoliens, selon la date de leur signature, et de 3 types de contrats d’appels d’offre. 

 
Le législateur rappelait, notamment en 2014 (article 6) que "chaque contrat d'achat comporte les dispositions relatives à l'indexation des tarifs qui lui sont applicables" cette indexation s'effectue chaque année en fonction de l'indice du coût horaire du travail et de l'indice de prix de production de l'industrie française. Cette indexation explique que la moyenne du coût d'achat unitaire du MWh éolien soit supérieure aux 82€/MWh qui représentait la rémunération maximum des tarifs antérieurs aux compléments de rémunération.

Actualisation de la rémunération

Le guichet ouvert : 74€/MWh (+ 2,8€)

L’arrêté du 6 mai 2017 encadre le complément de rémunération des installations de 6 aérogénérateurs maximum. Son tarifs de base est de 74€/MWh pour des rotors de 80 m maximum de diamètre et 72€/MWh à partir de 100 m, avec interpolation linéaire entre ces 2 valeurs.

Pour éviter une rentabilité excessive aux sites les mieux situés, l’arrêté prévoit un plafond annuel, au dessus duquel la rémunération tombe à 40€/MWh.

Pour autant, dans son avis sur le projet d’arrêté, la CRE considère : « Le plafonnement n’a par ailleurs que des effets limités. Il écrête la rentabilité de 0,2 points en moyenne et ne permet pas d’éviter les rentabilités excessives sur l’échantillon considéré ».

Une rémunération excessive

Dans ce même avis, la CRE mentionne le revenu supplémentaire d’une prime de gestion de 2,8€/MWh.

En effet, l’article R 314-41 du code de l’énergie assure l’octroi de cette prime unitaire destinée notamment à compenser les « coûts forfaitaires des écarts liés à la différence entre l'électricité réellement produite et la prévision de production ». Et prévoit qu’elle soit versée mensuellement.

L’arrêté du 6 mai 2017 a été modifié par celui du 30 mars 2020, notamment au sujet des renouvellements de parcs existants. Et ajoute par ailleurs une condition supplémentaire à l’article 5 : « 9° Un engagement sur l'honneur à ce que l'installation ne reçoive pas de soutien provenant d'autres régimes locaux, régionaux, nationaux ou de l'Union. »

Il était d’autant plus temps, 20 ans après l’arrêté du 8 juin 2001, de prendre ainsi ce recul nécessaire à l’affectation de l’argent public que selon le Ministère, la règlementation européenne précise : « si un État entend cumuler plusieurs aides différentes en faveur d’une seule dépense éligible, l’intensité maximale admissible est appliquée à l’égard du montant cumulé des aides. » Et que ces aides « doivent être transparentes(…) c’est-à-dire être accordées soit sous forme de subventions ou de bonifications d’intérêts, soit sous forme de prêts, de régimes de garanties et de mesures fiscales respectant certaines conditions. »

Tandis que dans son avis du 24 juillet 2019, la CRE réitérait ses inquiétudes quant au niveau de la rémunération en écrivant : « De tels niveaux de rentabilité ne semblent pas conformes aux dispositions du code de l’énergie, qui prévoient que « le niveau [du] complément de rémunération ne peut conduire à ce que la rémunération totale des capitaux immobilisés, résultant du cumul de toutes les recettes de l'installation et des aides financières ou fiscales, excède une rémunération raisonnable des capitaux, compte tenu des risques inhérents à ces activités ». La CRE recommande donc de revoir à la baisse le niveau de tarif ».

L’art. 11 de l’arrêté du 6 mai 2017 garantit la rémunération pour 20 ans

Rémunération lors de prix négatifs

L’annexe de l’arrêté du 6 mai 2017 (téléchargée sur le texte de l'arrêté en vigueur mis à la date du 1er juin 2021) précise en 7° : 

Au-delà des 20 premières heures, consécutives ou non, de prix spots strictement négatifs pour livraison le lendemain constatés sur la bourse de l’électricité EPEX Spot SE pour la zone France, une installation qui ne produit pas pendant les heures de prix négatifs reçoit une prime égale à Primeprix négatifs, définie ci-dessous :

Primeprix négatifs = 0,35.Pmax. T . nprix négatifs

Formule dans laquelle : - T est le tarif de référence (Te) défini au II de cette annexe, exprimé en €/MWh ; - nprix négatifs est le nombre d’heures pendant lesquelles les prix spots pour livraison le lendemain sur la plateforme de marché organisé français de l’électricité ont été strictement négatifs au delà des 20 premières heures de prix négatifs de l’année civile et pendant lesquelles l'installation n'a pas injecté d'énergie.

Ce qui signifie qu’une éolienne qui ne produit pas est alors rémunérée sur la base d’un facteur de charge de 35%.

Éolien en mer

Le cahier des charges des TOA éolien en mer validé par la DELIBERATION N°2023-74 de la CRE prévoit notamment pour les éoliennes flottantes bretonnes que :
Le producteur ne reçoit pas de complément de rémunération lorsque les prix spot sont strictement
négatifs. Au-delà des 40 premières heures de prix négatifs, le cahier des charges prévoit toutefois le
versement d’une prime, sous réserve que l’installation ne produise pas durant les heures de prix
négatifs. Cette prime est calculée de la manière suivante :
Prime prix négatifs = 0,7 x Pmax x T x n prix négatifs
Au sein de cette formule, Pmax correspond à la puissance de l’installation et T au tarif de référence
susmentionné.
Le nombre d’heures de prix négatifs, nprix négatifs, est comptabilisé à partir de la 40 ème heure
présentant un prix spot négatif.
Soit sur la base d'un facteur de charge de 70%

Les données ministérielles font état de 11 heures de prix négatifs en 2018, 27 heures en 2019 et 102 heures en 2020, et 149 heures en 2023 soit plus de 100 heures pendant lesquelles les éoliennes ont été rémunérées sur la base d'un facteur de charge de 35% ou 70% pour ne pas produire. 

Les appels d’offres de l’éolien terrestre 59,5€/MWh (+2,8€ + 1 à 3€)

Les installations de plus de 6 mâts ou comprenant au moins 1 aérogénérateur de plus de 3 MW ou encore, selon la CRE, « pouvant justifier d’un rejet, adressé par EDF, d’une demande de contrat de complément de rémunération au titre de l’article 3 de l’arrêté du 6 mai 2017 », dépendent du régime des appels d’offre. Le Ministère donne la liste des lauréats ainsi que le prix d’achat retenu lors du dernier d’entre eux, qui est de 59,5€/MWh.

La CRE mentionne « qu’une majoration allant de 1 à 3€/MWh du prix de référence proposé est accordée si le candidat s’engage dans son offre à recourir au financement participatif ou à l’investissement participatif »

Dans sa délibération du 13 février 2020 « portant décision relative à l’instruction des dossiers relatifs à la 5^ème période d’appel d’offres », la CRE établit à 2,8 €/MWh le montant de la prime de gestion concernant ces appels d’offre.

 

La cannibalisation du système

Entre promesses …

Ces aides d’État, réputées se réduire et permettre à des technologies nouvelles de devenir compétitives dans un marché concurrentiel tout en respectant des Directives européennes, tardent malheureusement à tenir leurs promesses.

En 2007, le représentant du Syndicat des énergies renouvelables (SER) annonçait devant le Sénat [7] :

« En tablant sur une augmentation régulière des prix de 5 %, la contribution à la CSPE s'avère positive jusqu'en 2015. Les consommateurs seront donc obligés de payer plus cher pour le développement de l'éolien. Ensuite, la contribution devient négative. Les producteurs éoliens génèrent alors une rente pour la collectivité ».

… et réalité

L’étude conjointe IEA/NEA sur les coûts de production de l’électricité constate malheureusement que « Les valeurs énergétiques simulées saisissent également l'ampleur des effets de cannibalisation à mesure que la part des énergies renouvelables variables augmente, l'expansion des énergies renouvelables variables réduisant leur propre valeur marchande ». Elle explique ainsi l’effondrement du cours du MWh qui a amené la France, 25 fois 1^er exportateur mondial sur ces 30 dernières, à avoir exporté ses flux physiques d’électricité au prix moyen de 30,05€/MWh en 2020, d’après les douanes françaises.

En d’autres termes, le développement des EnR, parallèlement à la baisse apparente de leur tarif d’achat, entraîne une baisse de la valeur de leur production, qui augmente d’autant le montant du complément de rémunération destiné à leur garantir le revenu convenu.

Cette cannibalisation compromet toute concurrence non subventionnée dans un marché supposé ouvert et non biaisé. Ce qui est particulièrement préjudiciable à la filière nucléaire qui exige une vision et des investissements de long terme et tend à son remplacement par des moyens thermique

La priorité d’accès

L’article 16 de la Directive européenne 2009/28/CE stipule :

b) les États membres prévoient, en outre, soit un accès prioritaire, soit un accès garanti au réseau pour l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables

En décembre 2019, l’Office franco allemand pour la transition énergétique produisait une note de synthèse sur les cadres réglementaires du statut prioritaire accordé aux énergies renouvelables aux niveaux européen, et notamment Le nouveau règlement de l’UE sur le marché de l’électricité qui limite la priorité accordée aux nouvelles installations de moins de 400 kW.

Dans la mesure où cet Office tient ses bureaux dans les locaux du Ministère dont il reçoit des subventions, on peut regretter pour l’éclairage du débat public que cette note de synthèse soit réservée à ses adhérents.

Pour autant, la refonte de la Directive à travers la Directive 2018/2001 ne mentionne plus cette priorité d'accès des EnR sur le réseau en laisse la réglementation au choix des États.

Le merit order effect

La CRE décrit ainsi le phénomène : « La baisse des LCOE des ENR jusqu’à des niveaux inférieurs à la production thermique et au prix de marché moyen ne signifie pas que les subventions et mécanismes de soutien deviennent superflus. Cela s’explique par le « Merit Order Effect » : les ENR étant des moyens de production à coût marginal nul, les périodes de forte production ENR connaissent des prix sur le marché de gros en moyenne inférieurs au prix spot moyen, et qui peuvent devenir nuls ou négatifs avec une fréquence qui croit avec la proportion de production ENR fatale ».

La dette

C’est pourquoi, au lieu de la « rente » espérée, la Cour des Comptes a chiffré à 121 milliards d’€ les charges relatives aux seuls contrats des EnR électriques (+ biométhane injecté) engagés avant 2018, sans préjudice des sommes déjà affectées à ces charges auparavant pour le soutien des contrats en question.

Le remboursement de ces charges à EDF, affecté à l’origine à la taxe CSPE (Contribution au service public de l’énergie), et dont l’augmentation rapide était visible sur les factures d’électricité sera désormais enfoui dans le budget général de l’État, ainsi que l’article La CSPE ou les 3 CSPE rappelle l’historique de son affectation.

Les coûts annexes

Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité(Turpe) représente le tiers des factures.

Le Turpe 6 entrera en vigueur, pour 4 ans, le 1^er aout 2021. Il intégrera les sommes nécessaires à la restructuration du réseau pour lui permettre d’accueillir l’augmentation des EnR. La CRE a entériné les 33 milliards d’€ pour RTE et les 69 milliards pour Enedis prévus sur 15 ans à cet effet, ainsi que c’est développé dans « Le Turpe nouveau est arrivé ».

Pour éclairer le débat public

En premier lieu, le ministère justifie son soutien financier aux EnR « compte tenu du coût encore supérieur au prix de marché des énergies renouvelables, leur déploiement ne pourrait pas se faire sur le seul critère de compétitivité dans un fonctionnement de marché »

Parmi ces aides, le ministère mentionne les dispositifs fiscaux.

D’autre part, à la lecture du jugement du Tribunal administratif de Paris, condamnant pour inaction climatique l’État français, auquel les requérants reprochaient une part insuffisante d’EnR à cet effet, nous apprenons que dans un mémoire destiné à rester confidentiel, la Ministre de l’écologie aurait fait valoir qu’« en ce qui concerne l’objectif d’augmentation des énergies renouvelables, celui-ci est indépendant de celle des gaz à effet de serre ».

En tout état de cause, le lien de cause à effet entre développement des EnR et les objectifs climatiques de la France par la décarbonation d’un parc électrique qui l’est déjà depuis ¼ de siècle est, en effet, pour le moins controversé.

En toute logique, des raisons électorales amènent les élus à laisser une large place au débat public dans l’avenir énergétique du pays.

Pour permettre un débat éclairé, la totalité des avantages financiers accordés aux EnR, quelle qu’en soit la forme, doit pouvoir être aussi clairement que possible mise en regard des avantages et inconvénients objectivement attendus pour le système électrique national.

Le reste n’est que publicité trompeuse.