L'ouverture à la concurrence en matière d'électricité oblige à renouveler la manière dont les pouvoirs publics favorisent la production d'électricité à partir d'énergies renouvelables. Ces dernières ne peuvent en effet pas être viables et compétitives face aux énergies traditionnelles, sauf peut-être la grande hydro. Des systèmes d'incitation très différents ont ainsi vu le jour dans plusieurs pays d'Europe : financement des projets en lançant un appel d'offre pour une capacité de production donnée, avec sélection par enchères inversées ; obligation pour les distributeurs d'acheter l'électricité d'origine renouvelable à un pris minimal fixé (tarifs d'achat garantis) ; pourcentage minimal d'électricité d'origine renouvelable pour les distributeurs d'électricité, avec possibilité d'échange de "certificats verts négociables" ;.

De nombreuses questions restent ouvertes, parmi lesquelles : Jusqu'à présent, les pays qui ont adopté des tarifs d'achat garantis ont connu un fort développement de l'éolien, contrairement à ceux qui ont retenu les enchères inversées. Pourquoi ? Les tarifs d'achat ont été critiqués, en particulier par la Commission de régulation de l'électricité, au nom de leur coût supposé. Cette critique est-elle justifiée ? Récemment, on constate un engouement pour les certificats verts. Est-il justifié ? Ce sont ces questions qui ont orienté les études de cette recherche.

Apres avoir situé le sujet dans un contexte européen un peu particulier aujourd’hui dans ce domaine et expliqué les modes de fonctionnement de ces trois systèmes, ce rapport tachera de mettre en évidence leurs avantages et limites à la lumière d’études de cas d’un certains nombre de pays européens.

Avertissement au lecteur :

Lors de ce travail quelques obstacles on été rencontrés. Les différents documents étudiés et synthétisés présentaient une grande variabilité des données. Malgré un choix large de textes et articles, la plupart était très subjectif, présentant soit des avis très tranchés quant aux modes de fonctionnement de certains systèmes soit qu’une facette du problème. Nous avons essayé de faire la part des choses dans la mesure du possible.

Une deuxième remarque est que la plupart des données concerne l’énergie éolienne car c’est le type d’énergie renouvelable le plus promu en Europe.

Remerciements :

Nous tenons à remercier particulièrement M MENENTEAU (Chargé de recherche au CNRS, travaillant à l’IEPE : Institut d’économie et de politique de l’énergie), qui a eu la gentillesse de nous accorder une entrevue malgré son emploi du temps chargé, ainsi que M.QUIRION qui a encadré nos recherches.

1. Contexte Européen :

1.1 La directive Européenne

Suite au sommet de Kyoto, l’Union Européenne a émis le 27 septembre 2001 une directive européenne (Directive2001/77/CE) relative à la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité. Le but étant de favoriser une augmentation de la contribution des sources d'énergie renouvelables dans la production d'électricité sur le marché intérieur de l'électricité et de jeter les bases d'un futur cadre communautaire en la matière (Art 1^er).

Dans l’Article 2, alinéa a, la directive précise ce qu’elle entend par renouvelable : les « sources d'énergie renouvelables» sont les sources d'énergie non fossiles renouvelables (énergie éolienne, solaire, géothermique, houlomotrice, marémotrice et hydroélectrique, biomasse, gaz de décharge, gaz des stations d'épuration d'eaux usées et biogaz).

Dans cette directive, l’Union reconnaît la nécessité de promouvoir en priorité les sources d'énergie renouvelables, car leur exploitation contribue à la protection de l'environnement et au développement durable, mais que le potentiel d'exploitation des sources d'énergie renouvelables est actuellement sous-utilisé dans la Communauté.

Cette directive invite chaque membre à fixer des objectifs indicatifs nationaux mais donne des valeurs de référence pour chaque pays à la fin de la directive. Elle précise d’autre part que si cela se révèle nécessaire à la réalisation des objectifs, la Commission devrait soumettre au Parlement européen et au Conseil des propositions pouvant prévoir des objectifs obligatoires.

L’objectif indicatif est de 22% pour l’ensemble de la communauté en 2010. Les modalités de mise en œuvre sont pour l’instant confiées aux Etats-membres qui optent pour le régime qui leur correspond le mieux. Pour l’instant le Parlement n’impose donc rien quant au type d’incitation économique et aux moyens concrets utilisés par les membres de l’Union pour atteindre ces objectifs. La directive précise d’ailleurs clairement qu’il est prématuré d'arrêter un cadre communautaire concernant les régimes de soutien, étant donné l'expérience limitée des régimes nationaux et la part actuellement assez faible de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables dont le prix est soutenu dans la Communauté.

Par contre après cette période transitoire il sera nécessaire d’adapter les régimes de soutien en vue de l’ouverture du marché et d’une harmonisation européenne, la Commission pourra alors formuler une proposition de cadre communautaire relatif à ces régimes de soutien, en fonction de la réussite des différentes expériences entreprises dans les pays membres.

Les quotas indicatifs sont exposés dans le Tableau 1 suivant (Directive2001/77/CE). Ils ont, entre autres, été fixés grâce à un programme qui avait pour but d’estimer l’évolution de la production des énergies renouvelables. Puis les quotas ont été fixés après négociations avec les différents pays.

Tableau 1: Quotas indicatifs (source : Directive2001/77/CE)

1.2 Ouverture des marchés

L’Union Européenne s’est mise d’accord sur l’ouverture totale à la concurrence des marchés européens de l’électricité. Une directive a été adoptée à l’unanimité le 25 novembre 2002 (Commision of the European Communities). Cette directive prévoit l’ouverture des marchés de l’énergie à partir de 2004 pour les entreprises et en 2007 pour les particuliers. Le but affiché de cette libéralisation est de renforcer la compétitivité des entreprises européennes. Cependant lorsque la directive sera transcrite en droit de chaque pays, les garanties que ces pays voudront offrir à leurs citoyens seront décidées par les Etats membres. La directive implique une séparation juridique entre les entreprises fournissant l’énergie et les distributeurs.

Dans le cas de l’éolien, un des principaux problèmes que ce type de production d’électricité va rencontrer est le fait que la production de l’électricité éolienne dépend des conditions climatiques et donc varie. Les surplus et les manques sont traditionnellement pris en charge par un marché variable accompagné de subventions. Ceci met les producteurs d’énergie éolienne en position de faiblesse par rapport aux producteurs d’électricité dite « traditionnelle » comme cela a été le cas en Angleterre depuis l’introduction de NETA (New Electricity Trading Arrangements).

Pour information, le Tableau 2 présente les prix en Europe en 1997 (consommation domestique ou industrielle)

Tableau 2 : Price levels 1997 (ECU/100/kWh) sans taxes Source : Eurostat

A court terme la libéralisation du marché de l’électricité en Europe devrait faire baisser les prix. La directive Européenne va avoir pour effet d’augmenter la compétition sur le marché de l’électricité.

Beaucoup d’éléments, notamment les tarifs internationaux, ne sont pas encore décidés, la disparité des prix d’électricité en Europe est clairement mise en évidence dans le

Tableau 2. L’ouverture du marché de l’électricité n’entraînera peut-être pas un changement significatif du volume d’électricité échangée, mais par contre entraînera sans doute des conflits de marché surtout entre les fournisseurs de gros clients.

2. Mode de fonctionnement des systèmes d’incitation financière

D’un point de vue environnemental, les technologies fossiles sont génératrices d’effets externes. Les coûts réels ou sociaux incluant le coût de la dégradation du bien collectif ne sont pas reflétés par les coûts privés du marché. L’idéal théorique serait d’instaurer des taxes pour que le prix des énergies fossiles comprenne le coût des effets externes. Face à l’impopularité de telles taxes et à la difficulté de quantifier leur niveau optimal, une autre solution consiste à subventionner les énergies à effets externes moindres. Les énergies classiques bénéficient de par leur antériorité d’effets d’apprentissage et de série. Ce n’est pas encore le cas des énergies renouvelables qui ne pourraient donc supporter une concurrence frontale avec les autres énergies. L’incitation vise donc à la fois à stimuler le progrès technique et à sélectionner les meilleures techniques pour minimiser les coûts. On distingue aujourd’hui trois types de schémas d’incitation : le système de tarifs d’achat garantis, le système d’appel d’offre et, plus récemment, le système de certificats verts négociables.

Les systèmes de subventions varient légèrement par rapport à chaque pays. Les descriptions des modes de fonctionnement données ci-dessous sont générales et non pas spécifiques à un pays en particulier, nous étudierons les disparités techniques propres à chaque pays plus tard.

2.1 Mode de fonctionnement des tarifs d’achat garantis

Le système de tarifs d’achats garantis fonctionne selon un mode de subsides alloués aux producteurs. Les producteurs d’éolien exploitent tous les sites jusqu'à ce que le coût marginal de production soit égal au tarif d’achat proposé. La quantité générée correspond à Q_outvoir Figure 1 (Menanteau,P., et al. 2002).

Ce système impose aux distributeurs d’acheter toute l’électricité renouvelable produite dans leur zone de desserte à un tarif décidé par les pouvoirs publics et attribué à tous les producteurs. Avec ce système la production d’électricité n’est pas prévisible. Ce système d’incitation financière est particulièrement utilisé en Allemagne et en Espagne. Selon les cas ces subventions proviennent soit de l’ensemble des consommateurs soit de ceux qui sont obligés d’acheter l’électricité renouvelable. Les mécanismes de prix garantis ont largement démontré leur efficacité dans le développement de nouvelles filières d’énergie renouvelable. Mais ils pourraient disparaître dans la perspective de la création d’un nouveau marché européen qui impliquerait une certaine harmonisation de ce dernier. Avec les prix garantis le risque de marché est nul et la rentabilité des projets dépend essentiellement de la capacité des investisseurs à maîtriser leurs coûts et de l’exploitant à atteindre de bonnes performances.

Figure 1 : Prix d’achats Garantis, Source : IEPE Cahier de Recherche 25

2.2 Mode de fonctionnement du système d’enchères renversées (appels d’offre)

Ce système repose sur la sélection de propositions de contrats à long terme généralement de l’ordre de 15 ans avec obligation d’achat par ordre de coût croissant du kWh pour une quantité prédéfinie par le régulateur Q_in sur la Figure 2, (Menanteau,P., et al. 2002). Ce système d’incitation financière a été particulièrement utilisé en Grande Bretagne et en France jusqu’en juin 2001. Dans ce système la compétition est axée sur le prix du kWh. Les propositions sont sélectionnées selon le coût du kWh croissant jusqu'à ce que le quota d’électricité produite soit obtenu. Ce système permet donc de savoir a priori quelle quantité d’électricité sera générée mais pas à quel prix.

Figure 2 : Enchères Concurrentielles, Source : IEPE Cahier de Recherche 25

2.3 Mode de fonctionnement du système de certificats verts :

Le système de certificats verts est un système encore très peu expérimenté en Europe.

Un certificat correspond à une « preuve » de production d’énergie verte délivrée à tout exploitant d’une installation de production d’énergie renouvelable. A chaque fois qu’une certaine quantité (1, 10MWh ou plus selon les pays) d’électricité propre est produite, un certificat est émis par un organisme compétent (institut d’émission); il contiendra des informations sur l’opérateur et son installation. (Menenteau et al, 2002)

A partir de cette démarche initiale de certification, de nombreuses modalités d’application sont possibles. A ce stade on peut par exemple en retenir deux, selon le critère de l’origine de la demande en électricité verte : la demande est volontaire ou imposée.

Si la demande est volontaire, on parle de tarification verte (green pricing). Le consommateur est demandeur d’électricité verte par conviction. Il est prêt à payer un abonnement un peu plus cher, à la condition que son fournisseur lui garantisse qu’il s’est engagé dans les énergies renouvelables. Cet engagement est validé par la détention de certificats verts, prouvant la bonne origine de l’électricité. Ces certificats verts peuvent s’échanger sur un marché. Dans ce cas le seul soutien aux énergies vertes vient de la volonté des consommateurs, les producteurs n’investissent dans les énergies renouvelables que s’ils pensent que leur offre couvrira cette demande volontaire. Il est toutefois envisageable pour les pouvoirs publics de stimuler cette demande volontaire par des incitations fiscales pour les consommateurs, par exemple.

Si la demande est imposée on parle de quota d’électricité verte – souvent avec un marché des certificats verts. Cette fois-ci les certificats sont un instrument d’incitation pour les pouvoirs publics. Selon les cas, le producteur, le distributeur, ou le consommateur est contraint à respecter certains quotas d’électricité à base d’énergie renouvelable par les pouvoirs publics. Pour satisfaire ce quota, le producteur par exemple peut soit produire effectivement de l’électricité verte (la totalité du quota ou seulement une proportion) soit acquérir des certificats sur un marché (ce qui lui manque pour atteindre son quota par exemple). Un schéma explicatif est présenté dans une partie suivante.

Les échanges de certificats peuvent s’accompagner d’échanges physiques de courant mais, dans le cas général, le marché des certificats est un marché purement financier. Ainsi, la production d’énergie renouvelable est valorisée à deux niveaux, de deux façons, par les producteurs : d’une part sur le réseau habituel par la vente de cette électricité aux conditions habituelles de marché, et d’autre part, par la vente parallèle de ces certificats verts aux opérateurs qui ont à remplir leurs quotas. On peut ainsi en déduire que le prix du certificat correspond à la différence entre le coût marginal de production d’électricité verte et le prix de gros de l’électricité sur le marché. Ce mécanisme est supposé assurer les conditions de rentabilité des productions vertes. En effet il garantit deux rentrées, d’abord celle de la vente du courant, puis celle de la vente des certificats verts aux fournisseurs.

Disparités de fonctionnement :

Plusieurs pays ont jugé le système de certificats verts intéressant et ont créé des marchés nationaux de certificats. Le système est pour l’instant loin d’être un succès, les modalités de mise en œuvre des marchés en particulier posent problème. Aujourd’hui, six pays européens sont engagés dans ce processus de certificats verts : les Pays-Bas (ont fait la démarche en premier), l’Italie, la Belgique et le Royaume-Uni se sont dotés d’un marché de certificats verts, le Danemark et la Suède achèvent de définir les modalités de fonctionnement de leur futur marché. D’un pays à l’autre, on constate des disparités, que ce soit d’un point de vue institutionnel, politique, économique ou géographique, dans la définition même des certificats verts. Voilà quelques exemples de disparités possibles, on voit tout de suite que cela soulève des questions de choix cruciaux de paramètres, qui ont fait utiliser l’expression pour qualifier ce système de certificats: « le diable est dans les détails » (http://www.windpower.dk/articles/grmarket.htm):

- Les certificats verts sont-ils importables ? A quelles conditions ? En effet, l’importation de certificats étrangers n’est pas autorisée dans tous les pays. Ainsi en Italie et en Suède, l’importation de certificats est autorisée dès qu’une clause de réciprocité existe. Mais au Danemark et en Belgique, cela n’est pas possible, les certificats verts étrangers ne peuvent pas être utilisés pour atteindre les quotas imposés par la directive, les seuls certificats verts étrangers qui y entrent sont ceux achetés par des consommateurs « volontaires » qui font cela sans aucune contrepartie, de leur propre initiative.

- Contrainte ou une incitation et type d’opérateurs soumis à la contrainte? Concernant la nature même de la « demande » en certificats, il y a d’énormes différences. Dans certains pays on a imposé des quotas, aux fournisseurs en Belgique, aux producteurs en Italie et aux consommateurs en Suède, dans d’autres pays les consommateurs sont incités fiscalement aux Pays Bas et au Royaume Uni les deux systèmes coexistent. Selon l’incitation à la consommation préconisée par les gouvernements, la demande sera plus ou moins forte (elle est par exemple particulièrement élevée aux Pays Bas avec l’incitation fiscale).

- La nature même du certificat peut-être très différente d’un pays à l’autre. Le fait qu’il soit de forme papier ou électronique, une pièce juridique ou financière peut sembler être des différences ayant des influences négligeables dans les échanges internationaux de certificats. Par contre, lorsqu’on envisage l’ouverture du marché européen, on ne peut négliger des « détails » tels que le fait que dans certains certificats sont à durée illimitée alors que dans d’autres pays ils ne sont valables que dans l’année où ils sont émis, il y a ainsi impossibilité de les « épargner » pour les consommer plus tard. L’allongement de la durée de validité des certificats peut permettre de limiter les perturbations entraînées par les variations annuelles de la production (lisser els à-coups de l’offre dus aux aléas climatiques). Selon les pays les opérations de borrowing (emprunt) ou banking (mise en réserve) seront aussi ou non possibles.

- Les certificats ne « représentent » pas la même quantité d’électricité verte produite selon le pays, cela peut aller de 1 à 10 MWh, voire 100 MWh. (ref2). La question du choix des unités de production qui ont un droit au certificat vert peut avoir plusieurs réponses : selon l’âge des unités, selon le type d’énergie renouvelable utilisée, selon les rejets de CO_2.

- Quelles ont les énergies renouvelables concernées, les installations éligibles ? Ces questions se posent à divers niveaux. Dans certains pays, la production de certains types d’électricité verte ne donne pas lieu à l’émission de certificat vert, comme par exemple l’énergie hydraulique ou celle due à l’incinération de déchets ménagers qui ne sont pas valorisées par le Royaume Uni et l’Italie alors qu’elles le sont dans les autres pays. Cette question se pose aussi au niveau de la distinction entre installations nouvelles et installations existantes, certains pays ne soutiennent ainsi que les installations nouvelles pour inciter à leur mise en place

3. Avantages et Limites des trois systèmes :

Ce paragraphe a été élaboré grâce aux observations et analyses des systèmes anciennement ou actuellement en vigueur dans certains pays d’Europe. Afin de ne pas surcharger cette partie, les études de cas, assez complètes, ont été placées en annexe. Les références de sites internet ou lectures sont aussi précisées pays par pays dans cette même annexe. Seules les enseignements à tirer de ces expériences ont été gardés ici. De même pour ne pas surcharger, seuls les principaux éléments ont été gardés, un certain nombre de remarques pertinentes propres à chaque pays ont en outre été rajoutées dans les études de cas dans l’annexe.

3.1 Limites des tarifs d’achats garantis et des enchères renversées (système d’appels d’offres) d’un point de vue économique et pratique.

Les tarifs d’achats garantis sont plus sûrs d’un point de vu qualité de retour sur investissement que le système d’appel d’offres. Le succès de ce système est également dû au fait que les investisseurs n’encourent pas beaucoup de risques car le producteur est assuré du prix de rachat de l’électricité produite. Les risques du marché sont pratiquement inexistants et les profits que font les investisseurs sont dépendants de la maîtrise de leurs coûts de production.

Les tarifs d’achats garantis sont critiqués car ils n’inciteraient pas à la baisse des prix. La politique d’achat garantis s’est révélée très coûteuse en subventions par les gouvernements ou consommateurs selon les pays. Ce système a également été critiqué car il profiterait à l’ensemble des producteurs et ne les inciterait pas à innover en l’absence de pression concurrentielle. De plus ce système n’inciterait pas aux échanges internationaux.

Avec cette motivation créée par un système de subvention, tous les pays l’ayant adopté ont vu une stimulation extraordinaire de l’activité en particulier dans la plupart des secteurs environnants l’énergie éolienne. Ceci est très bien démontré si l’on regarde les 10 premiers constructeurs d’éoliennes dans le monde. Le Danemark est le leader incontesté de plate-forme éolienne offshore, ce dernier s’est donné pour cible de produire 4,000 MW d’énergie éolienne, soit l’équivalent d’un réacteur nucléaire, pour 2010. Il est évident que l’expérience acquise au cours de cette construction est d’une importance majeure par rapport au marché, en particulier des marchés publics puisque la sélection se fait par rapport à deux documents, le premier devant démontrer le savoir-faire d’une compagnie.

Le Tableau 3 suivant récapitule les principales compagnies d’énergie éolienne en Europe.

Tableau 3 : Top 10 manufacturers in 1999, Source : EurObserv’ER 2001

Dans leur application, il est vrai que le poids financier des tarifs d’achat est élevé. Par exemple au Danemark durant l’année 1998, les subventions publiques ont atteint 100 millions d’Euros, en Allemagne pendant l’année 2000 les subventions se sont élevées à 200 millions d’Euros. Ces coûts sont élevés malgré une administration de mise en place simple et peu coûteuse (les tarifs sont déterminés pour l’ensemble du pays, sans prendre en compte la qualité des sites).

Les coûts élevés des systèmes de tarifs d’achats garantis peuvent s’expliquer car il y avait peu de possibilité de prédire avec précision les conséquences de ce système. C’est à dire qu’il était impossible de prédire le nombre d’investisseurs « générés » ainsi que les variations des prix de construction et de production. Le succès de ce système (nouveau pour l’éolien) est important (nombreux d’investisseurs) et pèse donc fortement sur les subventions à allouer. De plus ces tarifs prédéterminés ne peuvent pas être changés sans protestation considérable des groupes représentant ce secteur, et ceci ne prenant même pas en compte la rigidité constitutionnelle. En conséquence les tarifs alloués varient très peu au cours des années. Les avancées technologiques dont bénéficient les producteurs (baisse du prix de production du kWh) ne sont donc pas incluses dans le système.

Ce système ne donne pas d’incitation à la diminution des prix de vente de l’énergie renouvelable de la part des producteurs. Une comparaison entre le Royaume Uni et l’Allemagne montre une différence dramatique entre la diminution du prix du kWh. Au Royaume Uni depuis 1994 ce prix a diminué de 0.076 € à 0.045 € en 1998, soit une diminution de plus de 40%, tandis qu’en Allemagne pour la période de 1993 à 1998 la diminution atteint à peine 5.5% (Menenteau,P., et al. 2001). En 1998 le prix du kWh en Allemagne était de 0.086 €, soit plus cher que celui du Royaume Uni en 1993. Lorsque l’on sait que l’Allemagne bénéficie d’une des industries les plus évoluées dans le secteur (car ayant accès a des connaissances techniques et technologiques permettant une diminution des prix plus élevée que celle théorique au Royaume Uni) il est difficile de justifier ses disparités tarifaires.

Le potentiel de réduction des prix est plus ou moins équivalent dans tous les pays d’Europe, quel que soit le système de subvention utilisé mais le système des tarifs d’achat ne l’oblige pas. Cela permet aux investisseurs d’exploiter le système des tarifs d’achat au détriment du subventionneur. (Menanteau,P., et al. 2002).

Les systèmes d’appels d’offres sont a priori moins attractifs car ils ne garantissent pas un profit sûr, comme cela a été le cas en Irlande (voir étude de cas). De plus, les producteurs soumettant des offres n’ont pas la garantie que celles-ci soient acceptées ; les coûts engendrés par les préparations d’offres, généralement élevés, ne sont pas toujours garantis d’être amortis par l’obtention d’un contrat. En conséquence ces coûts réduisent nettement le nombre de propositions faites, comme cela a été le cas en Angleterre où près d’un quart de toutes les offres n’est pas mené à terme.

Pays	Système actuel	Commentaire pour chaque système	Production actuelle (MW)	Objectif d’électricité d’origine éolienne.
Allemagne	Tarif d’achat garantis	Différenciation en fonction de la localité de l’éolienne. Une éolienne placée sur un site de qualité moyenne aura un prix de rachat au kWh plus avantageux en comparaison avec une éolienne sur un site de haute qualité.	8500 MW à la fin de 2001, 12000 MW a la fin 2002.	20000 MW en 2010
Angleterre	Appel d’offres	En 1988 le gouvernement a mis en place une structure institutionnelle capable de gérer une volonté de développement. Cette structure fait partie du 1989 Electricity Act, qui elle même mets en place le Non Fossil Fuel Organisation (NFFO).		10 % d’énergie totale d’ici 2010
Danemark	Ancien système de Tarifs d’achats garantis mais encore indéfini pour le moment	Le système est ni un échec ni une réussite.	Constitue 18 % en 2002	50 % en 2030
Espagne	Tarif d’achat garantis	Le marché espagnol est caractérisé par des grands projets d’éoliennes où la plupart des acteurs ont une connexion avec le secteur d’électricité.	Constitue 5 % en 2000	9000 MW en 2010
France	Tarif d’achat garantis	Système basé sur le système allemand mais meilleure estimation de la qualité du site et plus de contrôle sur la qualité	150 MW	250 à 500 MW en 2005 et 5.000 MW en 2010
Irlande	Appel d’offres

Tableau 4 : Récapitulation des systèmes d’incitations financières mis en place dans certains pays européens.

3.2 Les certificats verts : intérêts et limites

Ce dispositif a la particularité de ne pas recourir à un marché parallèle des énergies renouvelables puisque les échanges physiques d’électricité verte se font sur le même marché que l’électricité « grise », c’est uniquement le marché des CV (certificats verts) qui se fait en parallèle.

Contrairement aux mécanismes de prix garantis, les dispositifs de certificats verts mettent directement les producteurs en concurrence les uns avec les autres pour la vente des certificats. Chaque producteur doit mettre en œuvre les solutions les moins coûteuses pour la production d’électricité renouvelable de façon à rester compétitif sur le marché des certificats verts. Créant une pression concurrentielle permanente sur les producteurs, cette approche stimule en théorie une décroissance plus rapide des coûts de production résultant du progrès technique et présente de ce fait, en théorie, un avantage en termes d'efficience dynamique. S’il est vrai que les mécanismes de prix garantis ont montré une réelle efficacité de dynamique durable de progrès technique, les marchés de certificats doivent encore faire preuve dans ce domaine. De plus, la logique plus concurrentielle et donc plus risquée pour les candidats investisseurs peut cependant produire des effets allant à l'encontre des objectifs poursuivis. Les expériences européennes étant encore jeunes (voir annexe), il est pour l’instant difficile de faire un bilan sur ce point aujourd’hui.

D’autre part, les investissements s'effectuent sur les seules technologies matures ce qui ne facilite pas le déploiement des technologies émergentes. Le marché des certificats verts permet en effet une allocation efficace des ressources qui repose sur l'exploitation des potentiels disponibles par ordre de coût croissant. En contrepartie, les technologies à fort potentiel de progrès technique, mais aujourd'hui encore trop coûteuses, ne peuvent pas s'imposer. Un marché unique de certificats verts pour toutes les technologies ne permet donc pas de soutenir le développement de l'ensemble des filières d'énergie renouvelable. Pour cela, il est nécessaire de définir des objectifs spécifiques par filière technologique (différenciation des technologies) ou d'admettre l'existence de modes de soutien complémentaires pour les filières les moins matures (défiscalisation, subventions à l'investissement, prix garantis, etc.), au risque de limiter la fluidité ou la transparence du marché des certificats.

Ensuite, les promoteurs des certificats ne doivent pas sous-estimer la nécessité de sécurité pour assurer le financement et la rentabilité des investissements. Ainsi, les agents soumis aux quotas rechercheront des contrats de long terme avec des fournisseurs d'électricité renouvelable à prix stable pour se garantir contre des fluctuations trop importantes du prix des certificats. L’expérience Texane des « Protfolios Standards » a d’ailleurs eu pour résultat un marché « spot » de l’électricité très limité et une explosion des contrats à long terme bilatéraux en parallèle afin de lisser les fluctuations imprévisibles citées auparavant). C’est ce qui risque de se passer en Europe et, à côté des contrats de long terme, le marché des certificats risque donc d'être étroit, peu liquide, et peu susceptible de donner le prix de référence pour les contrats de long terme (on se rapprocherait ainsi un peu du principe de tarif d’achat garanti). L'efficacité allocative en sera nécessairement affectée, de même que l'incitation à innover pour les développeurs. La création de prix planchers et de prix plafonds est vue comme un moyen d’assurer des prix raisonnables des certificats et l’augmentation régulière des quotas devrait faire augmenter la demande en certificats et assurer des prix au fur et à mesure plus intéressants sur les marchés.

Enfin, on ne peut pas négliger le fait qu’un tel système entraîne des coûts de fonctionnement assez élevés. En effet la création d’une infrastructure de marché est nécessaire au fonctionnement d’un marché de certificats verts. Cette infrastructure s’appuie notamment sur la certification des producteurs et de l’énergie verte, le suivi des échanges de certificats, le contrôle du respect des obligations et l’instauration des pénalités en cas de non respect des objectifs, d’où de hauts coûts administratifs. Selon le système d’incitation adopté par le pays, d’autres coûts très élevés sont encore à signaler. Le système d’incitation fiscale coûte ainsi très cher au gouvernement hollandais, de même que l’aide à la production en Wallonie (ces coûts pourraient d’ailleurs ne pas être propres à un système de certificats verts).

En conséquence, l'avantage réel des certificats verts sur les autres instruments de soutien aux énergies renouvelables pourrait être moins décisif que ce que suggèrent leurs promoteurs, notamment pour ce qui concerne l'impulsion d'une dynamique de progrès technique. Ce dispositif semble toutefois présenter un intérêt plus net dès lors que l'on envisage la création d'un marché européen de certificats verts, ce qui expliquerait l’engouement constaté pour ce système.

3.2.1 Un outil efficace dans le cadre de l’ouverture des marchés ?

L’introduction des certificats permet de réduire les coûts de production pour atteindre les objectifs de quotas, par rapport à des quotas non échangeables. En effet, imaginons qu’un distributeur a l’obligation de produire un certain quota d’énergie verte Oα mais que ses ressources ne lui permettent de produire que la quantité PRα<Oα à un coût marginal inférieur au prix de marché p. Il aura la possibilité de racheter la quantité Oα-PRα indispensable pour atteindre ses objectifs sous forme de certificats verts à un distributeur capable, lui, de produire au prix de marché p une quantité PRβ supérieure à son objectif propre Oβ. Cela permet au 1^er distributeur d’atteindre ses objectifs à un coût inférieur que s’il devait tout produire lui-même et au 2^ème d’écouler une quantité d’électricité verte supérieure à ses quotas imposés. L’introduction de certificats verts permet de minimiser les coûts pour atteindre l’objectif Oα+Oβ par rapport à un système non flexible où les opérateurs travaillent sans relation. Le schéma suivant montre le gain obtenu (Menanteau,P., et al. 2002).

Figure 4 : Certificats Verts, Source : IEPE Cahier de recherche 25

L’intérêt des certificats verts tient à la flexibilité qu’introduisent les échanges. Sans flexibilité, le fait d’imposer des quotas de production conduirait certains opérateurs à exploiter des ressources coûteuses alors que des ressources à moindre coût sont encore disponible ailleurs. Cela permet d’exploiter les gisements d’électricité renouvelable disponibles par ordre de coût croissant.

Ainsi l’introduction de certificats verts pourrait être un moyen efficace et économique pour répondre à la nouvelle directive européenne concernant les quotas d’énergie verte à respecter par chaque pays de l’Union. En effet, l’un des problèmes principaux concernant l’atteinte des objectifs et expliquant la réticence de certains pays reste un problème de coûts, la possibilité de marché décrite précédemment permettrait aux différents pays d’atteindre individuellement leurs objectifs mais à un coût nettement inférieur à ce qui existe aujourd’hui en tirant partie des différents potentiels des autres pays engagés.

Tous les pays sont théoriquement gagnants à l’instauration d’un système international d’échange : ils peuvent vendre des certificats s’ils disposent de potentiels à faibles coûts ou acheter des certificats si leurs objectifs sont très ambitieux. Mais tous n’en profitent pas dans les mêmes proportions. Les pays ayant des potentiels limités et ceux ayant des objectifs ambitieux sont les plus favorisés par l'échange. En revanche, les gains sont naturellement moins importants pour les pays ayant des niveaux d’objectifs plus faibles. La courbe de coût agrégée à l’échelle européenne obtenue par l'exercice REBUS (Voogt, M.H, Uyterlinde, M.A., De Noord, M. Et al, 2001)montre que le coût marginal de réalisation de l’objectif fixé par la Directive (662 TWh) serait de 9,2 c€/kWh, soit un prix d’équilibre pour les certificats verts de 6,2 c€/kWh si le prix de référence de la production d’électricité est de 3 c€/kWh. La réalisation de l'objectif imposerait un surcoût global de production de 17,6 milliards d’euros. Selon les estimations, la création d’un marché européen de certificats verts permettrait de réduire les coûts de réalisation des objectifs de la Directive de 15% à 20%.

Le dispositif de certificats verts permet un contrôle précis des quantités produites (avantage commun avec le système des appels d’offres) mais pas forcément des dépenses publiques puisque celles-ci dépendent de la part d'aide. Par contre un des intérêts tient à la mise en concurrence des producteurs et à l'impact attendu sur la baisse des coûts (à nuancer, comme on l’a vu tout à l’heure). Il permettrait également, a priori, de limiter les défauts des marchés nationaux : l'augmentation de la taille du marché réduirait la volatilité des prix de court terme et limiterait le pouvoir de marché de certains acteurs.

3.2.2 Les difficultés de création d'un marché européen de certificats

La création d’un marché européen de certificats verts, et plus généralement la possibilité d’échanger des certificats entre plusieurs pays, ne va pas sans soulever certaines difficultés.

Tout d'abord, la création d’un marché international de certificats va normalement de pair avec une certaine harmonisation des mécanismes d’aide. En premier lieu, un pays qui maintiendrait des systèmes d’aide complémentaires à l’instauration d’un marché de certificats (des subventions à l’investissement ou des prix d’achat garantis par exemple) créerait une baisse de coût artificielle entraînant l’exportation de permis vers les pays où les prix sont plus élevés. En second lieu, l’harmonisation des règles doit concerner non seulement les mécanismes d’aide mais également les modalités de fonctionnement des marchés : les pénalités en cas de non-respect des quotas doivent être comparables dans tous les pays. En troisième lieu, les technologies éligibles doivent résulter d’un consensus entre tous les pays participants au risque d’introduire des barrières aux échanges. La création d'un marché européen de certificats nécessite donc au préalable une phase d'harmonisation des politiques nationales qui peut soulever des difficultés importantes ou imposer des délais conséquents.

Second type de problème, certains pays, dont l’Allemagne, ont refusé le principe même des échanges de certificats pour conserver leur système courant, assurant la préservation des externalités positives du développement des unités de production d'électricité renouvelable en termes d’emploi, de réduction des pollutions régionales ou de diversification énergétique, qui contribuent à la justification du soutien public. A cela s’ajoute des problèmes d'équilibrage géographique du réseau électrique.

En cas d’échanges de certificats, les consommateurs ou les contribuables d’un pays donné sont amenés à financer des réalisations et donc une partie des retombées positives dans un autre pays mieux doté en ressources. C’est déjà actuellement le cas aujourd’hui puis que les Pays-Bas s’interrogent sur les effets pervers du succès de leur système : ils doivent importer une quantité très importante de certificats verts, les contribuables payent donc pour des développement qui ont lieu dans d’autres pays.

Enfin, l'efficience du dispositif pourrait être limitée par les barrières à l'exportation de certificats érigées par certains pays qui refuseraient une exploitation trop importante de leurs ressources naturelles. La création d’un marché unique de certificats peut en effet entraîner une répartition très inégale des installations de production entre pays, les pays ayant des potentiels importants et relativement peu coûteux se spécialisant sur certaines sources d’énergie (l’éolien au Royaume-Uni et plus particulièrement en Ecosse, par exemple). Cette exploitation différenciée des ressources provoquerait des problèmes d'encombrement visuel et entraînerait des contraintes d’acceptabilité sociale dans les pays suréquipés. (Menanteau,P., et al. 2002).

3.2.3 Le Renewable Energy Certificate System (RECS) ou la volonté de constituer un marché européen (i.e. international) de certificats.

Ce sont des compagnies (donc secteur privé) néerlandaises et danoises qui sont à l’origine du projet. Elles ont commencé à réfléchir il y a deux ans aux moyens d’harmoniser leurs systèmes nationaux de certificats verts pour en rendre possible le commerce (paradoxalement la date de mise en place au Danemark allait être repoussée). Le groupe n’a ensuite cessé de grossir, recentrant en même temps ses objectifs. Aujourd’hui il regroupe 130 organismes de 16 pays européens (donc dont certains ne sont engagés dans un processus de mise en place de marché de certificats verts).

Son ambition est d’être reconnu par les acteurs privés et publics dans les pays où le système est opérationnel. Il vient par exemple d’être adopté par le gouvernement néerlandais qui souhaite y fondre son système national et la Commission européenne y place de grands espoirs.

Aujourd’hui le RECS ne vise plus l’harmonisation des systèmes nationaux mais souhaite montrer qu’on peut « tracer » un certificat vert à travers l’Europe. Il a pour l’instant abandonné l’idée d’harmoniser les systèmes nationaux car les pouvoirs publics étaient encore réticents à cette idée. Par contre, les membres du RECS pensent arriver à apporter la preuve que l’on peut facilement, à coût raisonnable, tracer par delà les frontières les certificats sans perte d’information (filière, installation, année).. Il sera ensuite plus aisé de convaincre les pouvoirs publics d’une ouverture progressive et maîtrisée des systèmes nationaux au système RECS ou même de la création d’un système sur le modèle RECS, donc harmonisé avec celui des autres. Pour cela, une phase de test d’une durée de 18 mois a été lancée le 1^er octobre 2001. Si cette phase de test, qui s’achève le 31 mars 2003 s’avérait concluante, on pourrait assister à l’émergence d’un marché européen. Pour l’instant, seules des expériences à des échelles nationales ont cours. Les membres du RECS en France sont Observ’er, TotalFinaElf et EDF. (http://www.recs.org/)

(Martin, 2002).

Pays	Entrée en vigueur	Type	Agent contraint ou incité	Objectifs Energie Renouvelable (pas seulement éolienne)	Particularités : Sources éligibles/ Echange international possible	Pénalité/ prix
Pays-Bas	Nouveau système depuis le 1er janvier 2002	Volontaire, stimulation fiscale depuis janvier 2002	Consom-mateur	12 TWh	Importation possible d’électricité verte étrangère pour émission de CV
Danemark	Prévu pour 1^er janvier 2003 mais suspendu	Obligations	Consom-mateur	20 % en 2003 30 % en 2010	Grande hydro et déchets exclus / Importation sous réserve de réciprocité	1.4cE<P<3.6cE borrowing : oui
Flandres	1^er juillet 2002	Obligations	Distributeur	3 % en 2004 5 % en 2010	Déchets exclus / non	Pénalité de 12cE/kWh Validité CV 5ans
Wallonie	1^er octobre 2002	7% en 2006	Distributeur	12% en 2010	Cogénération inclue/ sur base du principe de reconnaissance mutuelle	10cE/kWh
Angleterre	1^er avril 2002	Obligations	Distributeur	45 TWh avec G. hydro (10,4% en 2010)	Unités construites après 1990 / non	5cE/kWh banking : oui
Italie	1^er janvier 2001	Obligations	Producteur et importateur	78 TWh avec G. hydro (8% en 2008)	Unités construites après 1990 et grande hydro après 2002/ Si CV compatibles	Validité 1 an Borrowing:oui

Tableau 5 : Synthèse des expériences de certificats verts en Europe (pour plus de détails, voir annexe).

4. Conclusion

A la lumière des études de cas faites dans ce rapport, il est possible d’identifier les principaux avantages et inconvénients de chaque système, ainsi que des résultats mesurés dans différents Etats. Les appels d’offres exercent un très bon contrôle sur le prix du kWh sans toutefois inciter à la mise en place d’un parc éolien important. Les tarifs d’achats garantis se sont, quand a eux, prouvés être un système d’incitation d’exception bien que très cher.

Chaque système, du fait de ses différences de fonctionnement, donne de différents résultats.

Il semblerait que les pays ayant adopté un système d’appels d’offres l’ont par la suite remplacé soit par un système de tarifs d’achats garantis soit par une système de certificats verts. Ceci démontrant que le système d’appels d’offres ne semblerait pas permettre d’atteindre les objectifs recherchés au sein de l’Union Européenne, 22% d’ER d’ici 2010, et n’oublions pas que l’atteinte de ce quota est l’objectif principal quelque soit le mode d’incitation mis en place. L’importance de cet objectif pourrait expliquer pourquoi la France est prématurément passé du programme Eole 2005 a un système de tarifs d’achats garantis.

Par contre les certificats verts n’ayant pas encore eu l’opportunité de faire leurs preuves, il est difficile de juger de leur efficacité mais il semblerait que la mise en place d’un marché des certificats verts est l’hypothèse la plus probable à long terme en parallèle à l’ouverture des marchés à la concurrence.

Certains analystes, dont Monsieur Menenteau (Chargé de recherche au CNRS, travaillant à l’IEPE : Institut d’économie et de politique de l’énergie), que nous avons eu l’occasion de rencontrer, se rejoignent pour penser qu’il y a de fortes probabilités que ce soit un système de certificats verts qui finisse par s’imposer à terme dans l’Union Européenne. En effet il semblerait qu’il représente un compromis entre l’intervention publique et les mécanismes du marché, respectant les prérogatives et les impératifs des uns et des autres.

Cependant le travail à effectuer est encore long, en effet la mise en place des " certificats verts " ne peut avoir de sens que sous certaines conditions qui sont loin d’être remplies actuellement : un degré important d’ouverture à la concurrence pour que se crée un véritable marché des certificats, la fixation de quotas obligatoires de sources renouvelables appliqués au niveau de la consommation et assortis de sanctions en cas de non-respect des quotas, un système de certification compatible d’un Etat à l’autre, harmonisation, une maturité industrielle suffisante des technologies éligibles, pour la fixation et le contrôle d’objectifs (si on impose trop peu, on ne crée pas de demande,…) qui doivent être cohérents avec les technologies à un moment donné. …

On voit donc clairement que malgré le volontarisme de certains Etats-membres comme le Royaume-Uni, Pays-bas, ou l’Italie la mise en place d’un tel système risque de prendre du temps. Il serait en tout état de cause extrêmement dangereux de se contenter de mettre en place des certificats verts sans autres mécanismes de soutien, au moins en phase transitoire comme l’a prouvé l’expérience au Danemark.

5. Annexes : Etudes de Cas de systèmes mis en place dans certains pays d’Europe

5.1 France :

Tout d’abord, affin de comprendre les systèmes d’incitations financières mis en place par le gouvernement Français il est important de situer historiquement le marché de l’électricité en France.

Le marché de l’électricité en France était, avant la directive du 10 février 2000, basé sur la loi de Nationalisation de l’électricité et du Gaz (loi n46-628 du 8 avril 1946).

Toutes les activités de production, transportation, distribution, importation et exportation étaient gérées par un corporation appartenant a l’état Français (EDF).

Cette loi explique pourquoi le marché de l’électricité et du gaz en France est très centralisé et soumis à très peu de réglementation car EDF avait le monopole du marché. Il est également intéressant de rappeler qu’en France le nucléaire représente 75% de la totalité de production d’électricité en France. Le parc nucléaire Français ne disparaîtra pas du jour au lendemain. Le remplacement en kW équivalents de la capacité de production d’un réacteur nucléaire par des énergies renouvelables ne se fera donc que ci celui ci est accompagné d’un accroissement significatif de la demande. (Bruel 2001, Krohn 1998, EDF 2002, Chabot 2001)

- Première étape dans la mise en place d’un parc éolien Français : Le programme Eole 2005

Eole 2005, programme d’appel d’offres, a été lancé en 1996 suite a un objectif du gouvernement français de produire 250 a 500 MW d’énergie éolienne en 2005.

Objectifs : Ce programme avait un double but, le premier énergétique le deuxième industriel. Le but du programme du point de vue énergétique était d’une part de pourvoir à la croissance de la demande en électricité et d’autre part de rendre ce type d’énergie compétitive pour exploiter une ressource éolienne très importante ( 2^nde en Europe après le Royaume-Uni). Du point de vue industriel il était intéressant d’entrer dans le marché non seulement pour être à niveau avec le marché mondial mais également pour avoir la possibilité de développer des aérogénérateurs de grande puissance.

Le principe des appels d’offres dans le cadre d’Eole 2005.

Les appels d’offres ont été lancés par EDF. Les propositions ont été examinées en terme de prix demandé pour le rachat de l’électricité produite ; cependant les effets sur l’environnement les innovations technologiques ainsi que leur intégration dans le domaine public ont également été pris en compte. Les choix des projets était effectué par EDF sur avis des représentants des Ministères concernes de l’ADEME.

Résultats des tarifs d’appels d’offres :

Le système d’appels d’offres a vu près de 400 propositions. Sur les 55 propositions retenues soit un total de 360 MW d’offres faites seulement 53 MW ont vu le jour a la fin 2000. Le tableau ci dessous résume les projets qui ont vu le jour à la fin du programme Eole 2005. A la fin décembre 2000, 13 fermes éoliennes, totalisant 53 MW, étaient en service effectif.

Région	Site	Opérateur	Puissance	Mise en service
Bretagne	Goulien (29)	Cégélec	6 MW	avril-00
	Plouarzel (29)	Compagnie du Vent	3 MW	octobre-00
Languedoc-	Sigean (11)	Compagnie du Vent	6,6 MW	mai-00
Roussillon	Souleilla (11)	Eole Technologie	7,5 MW	décembre-00
	Lastours (11)	Vergnet/EDM	3,05 MW	décembre-00
Nord	Widehem (62)	SAEML Dunkerque	4,5 MW	décembre-00
Pas-de-Calais
Rhône-Alpes	Donzère (26)	SPIE Trindel	3 MW	juillet-99
Corse	Torricella (2 B)	Scite-Peristyle	7,8 MW	septembre-00
	Rogliano (2 B)	Scite-Peristyle	4,2 MW
Antilles-Guyane	Petite-Place (971)	Vergnet	1,5 MW	novembre-98
	Petit-Canal (971)	Vergnet/SHF	2,4 MW	avril-99
	Morne Constant (971)	Vergnet	1,38 MW	juin-00
	La Désirade (971)	Vergnet	2,1 MW	décembre-00

Tableau 1 : Localisation des propositions de fermes éoliennes, (source : rapport 2000 de la DGEMP)

Critiques et bilan général du système :

Sur les 360 MW prévus par les propositions seulement 53 MW ont été produits à la fin 2000. Cependant la critique n’est pas entièrement justifiée car il y a un délai moyen de 3 ans entre la déposition de la proposition et la mise en fonctionnement de la ferme. Si le système d’appels d’offres avait été continué il aurait sans doutes généré 500 MW en 2005.

Une autre des critiques apportées aux systèmes d’appels d ‘offres est le prix de production du MW d’électricité qui est largement supérieur à celui d’autres pays.

Eole 2005 a contribué sensiblement au développement du marché de l’éolien en France, même si les résultats n’ont pas été aussi bons que prévus, et a ainsi permis à l’introduction de plusieurs firmes Françaises sur ce marché, traditionnellement dominé par le nord de l’Europe. Ce programme a également permis aux opérateurs Français de prouver leurs compétences et la faisabilité de l’éolien auprès de collectivités locales et régionales. Eole 2005 a aussi contribué à maîtriser les contraintes techniques, électriques, aéronautiques, foncières et environnementales.

Ce programme est remplacé par l’arrêté relatif aux tarifs éoliens publié le 22 juin 2001, en vue d’adopter une libéralisation des marches de l’électricité.

- Système français de tarifs d’achats garantis :

Le système d’appels d’offre en France a été abandonné à cause de la nécessite d’adopter la Directive, celle ci a été mise en place avec la loi du 10 février 2000. La loi est relative à la modernisation et au service public de l’électricité. Cette loi adopte au strict minimum la directive européenne. Il ne s'agit pas de la directive renouvelables, postérieure à la loi.

Le prix de rachat de l’électricité éolienne est fixé par le Ministère de l’économie et le Ministère de l’Energie. Un décret paru en Mai 2001 relate aux conditions de rachat de l’électricité produite par les producteurs bénéficiant de l’obligation de rachat. Cependant même avec ce décret le ministère de l’énergie et de l’économie donnent toujours les conditions de vente de l’électricité, les tarifs ainsi que la durée de l’accord de rachat.

Selon l’arrêté du 8 juin 2001, les tarifs d’achat de l’électricité produite à partir de sources éoliennes sont les suivants. Dans ce système les tarifs sont identiques pour tous les partis durant les 5 premières années. Pendant les 10 années suivantes le tarif est variable et tient compte de la productivité réelle de l’exploitation. Voir Tableau 1: Tarifs d’achats garantis pour la France Metropolitaine 2001. (CRE 2001)

Tableau 1: Tarifs d’achats garantis pour la France Metropolitaine 2001. (Source :CRE )

La détermination des prix en France et la modulation des prix en fonction de la productivité potentielle (inspiré du système mis en place par l’Allemagne) permet d’éviter les rentes de situations sur les très bons sites et aussi permet d’ouvrir la possibilité d’investissements liens sur un plus grand nombre de sites en France.

Ci-dessous un extrait de la critique de la CRE :

Critique de la critique de la CRE fait concernant les tarifs d’achats en France :

« Le système de tarifs d’achat garantis est un système de subventions très coûteux ». La Commission de Régulation de l’Electricité (CRE), dans son avis du 5 juin 2001, justifie cet opinion en analysant les répercussions et conséquences du prix élevé de ce système de subvention sur les prix de l’électricité en France.

Cette étude prend place après la passation du décret n°2001-410 du 10 mai 2001, modifié le 28 mai 2001, concernant les conditions d’achat (tarif garantis) de l’électricité d’origine éolienne. L’étude peut se décomposer en trois sections. Tout d’abord le rapport compare l’énergie éolienne aux énergies courantes, le nucléaire et le gaz (CCG), en prenant compte leurs émissions de CO2 et de gaz traces. Dans un deuxième temps, la CRE compare les prix moyens résultants de l’appel d’offre dans la dernière tranche d’Eole 2005 à ceux que propose le système de tarifs garantis. Enfin, en s’aidant des réflexions et conclusions faites dans les deux premières sections du rapport, les conséquences et les surcoûts que va créer le système tarifaire sont mis en évidence.

L’avis de la CRE est assez critique envers ce système de subvention et ceci ce fait ressentir à travers le document qui manque un peu d’objectivité. En effet le document commence par une critique ouverte du système de tarifs d’achat garantis en présentant les avantages du système des appels d’offres comme illustré dans l’extrait issu de l’avis de la CRE. La CRE néglige les importances des politiques derrière les méthodes d’incitations financières aux énergies renouvelables. La CRE se concentre sur les buts recherchés par le gouvernement Français d’un point de vue économique mais ne montre pas une réelle compréhension derrière le changement soudain du système de subventions, étroitement lies aux objectifs de la Communauté Européenne. Il est un en effet dommage de voir la CRE critiquer ainsi un système qui, dans l’ensemble, s’est prouvé être le plus efficace envers la promotion des ER en Europe.

Une autre des critiques majeures du rapport peut se faire par le fait que la critique de la CRE se porte uniquement sur une comparaison du prix moyen du MWh sans pour autant tenir compte des mécanismes inhérents aux deux méthodes d’incitations comparées. En effet vu sous cet angle le projet EOLE 2005 et nettement avantagé par rapport au système de tarifs de rachats. Pour des projets comparables, le rapport cite que sous EOLE 2005 le prix de rachat du MW était de 48 €/ MWh, par rapport à un prix de rachat de 65 €/MWh pour le système de tarifs garantis actuellement en vigueur, soit une différence de 17€/MWh. Toutefois il est indispensable de rappeler qu’ EOLE 2005, comme pour la plus part des système d’appels d’offres ou seuls les propositions les plus compétitives sont retenues, promeut seulement l’utilisation des sites les plus rentables et de sites générant des coûts le plus bas. Avec ce système, seuls les sites bénéficiant d’un coût de rattachement au réseau relativement bas sont envisagés, réduisant ainsi les lieux d’implantations d’éoliennes à travers le territoire français.

Toutefois il est vrai qu’avec une exploitation des sites bien ventés les profits, sous le système de tarifs d’achat peuvent atteindre 20%, une marge de profit considérable risquant d’attirer un fort investissement surtout étranger (le marché de construction de l’éolien en France n’étant pas très développé). Cet investissement excèderait largement les capacités de l’industrie française à faire face à cette explosion du marché. En effet aucun contrôle ne peut être exercé sur le développement de l’éolien menant éventuellement à des coûts de subvention en accroissement constant.

De plus la vision de la CRE est assez limitée, elle ne considère en effet que le prix de l’électricité, ce qui est sans doute sont rôle, mais l’application des énergies renouvelables a des ramifications beaucoup plus étendues. Par exemple la CRE n’a pas pris en compte qu’il est estimé que la construction de générateurs éoliens a entraîné un chiffre d’affaire de 2.7 milliards d’Euro (Renewable energy to boost Job creation,(2000)). Des études réalisées sur le potentiel de création d’emploi estiment qu’avant la fin 2020 le secteur des énergies renouvelables pourrait contribuer à la création de plus de 900 000 emplois a travers l’UE. Il est estimé que si l’exploitation éolienne offshore se faisait sur 1% des ressources côtières du Royaume Uni, du Danemark, de la Hollande, de la Belgique et de l’Allemagne ceci résulterait en la création d’environs 160 000 emplois (Renewable energy to boost Job creation,(2000)). Cependant les conséquences économiques d’une telle envergure sont très difficiles à prédire. Toutefois une chose est certaine elles sont positives, et il est très possible qu’elles compensent le prix élevé nécessaire, ou en tout cas estimé nécessaire par le gouvernement pour la promotion de l’énergie éolienne. La EWEA (European Wind Energy Association) estime qu’aujourd’hui seul, plus de 22 000 personnes sont employées à travers ce secteur en Europe.

Pour conclure, malgré le prix élevé du système de tarifs garantis la sévère critique de la CRE n’est pas justifiable dans la mesure ou elle ne couvre pas tout les aspects et répercussions engendrés par un développement d’ER. Le rapport aurait pu être plus constructif dans sa critique en considérant le but recherché, c’est à dire la promotion de l’énergie éolienne non le prix de l’électricité dans dix ans. Leurs prédictions d’augmentation des prix de l’électricité (+3 €/MWh, soit +15% au prix de l’électricité pour les industriels et 3% pour les particulier, Rapport CRE) ne sont pas automatiquement véridiques. En effet ces critiques ne tiennent pas compte de l’ouverture prochaine du marché de l’électricité et ne font que des prédictions sur les prochaines années à venir en supposant que le système de tarifs d’achats, survive au charme des Certificats Verts.

5.2 Grande Bretagne :

Afin de comprendre le système actuel présent en Grande Bretagne il est important de définir le contexte et les origines du système mis en place originellement.

En 1988 le gouvernement anglais dans le cadre de plans de développement de l’énergie renouvelable mets en place une structure institutionnelle capable de gérer cette volonté de développement. Cette structure fait partie du 1989 Electricity Act, qui elle même mets en place le Non Fossil Fuel Organisation (NFFO).

Initialement le but du NFFO était de rendre viable un certains nombre de méthodes de production d’énergie verte. Ceci pour la raison que en 1989 « l’electricity act » rendait obligatoire l’achat d’une certaine quantité d ‘énergie avec une prime pour les producteurs. Jusqu’en 1990 il n’existait pas de mécanisme en place concernant la tarification de l’éolien. L’introduction du NFFO en Angleterre et au Pays de Galles en 1990 ainsi que l’adoption de SRO Scottish Renewable Order en 1995 a permis une structuration nécessaire de ce marché grandissant.

Mode de fonctionnement de NFFO :

Le NFFO est une politique qui s’applique à l’ensemble des énergies renouvelables. Cependant les différences (efficacité de production et d’avancement de la technologie suivants que la production soit éolienne ou géothermique) sont prises en compte dans cette stratégie. Le NFPA Non Fossil Purchasing Agency) se charge de faire des appels d’offres auprès des producteurs potentiels. Les projets déposant leur candidature doivent démontrer la disponibilité de la matière première. Pour l’éolien cela implique de proposer des projets dans des sites où la vitesse du vent est prouvée pendant 12 mois minimum et doit obligatoirement comprendre 13 semaines consécutives de relevés. L’offre doit également inclure le prix de vente du kWh (modifiable) ainsi que la capacité de génération d’électricité en MW DNC (Declared Net Capacity), une mesure prenant en compte la variabilité de production. Les offres soumises doivent ensuite être approuvées par le Office Electricity Regulation (OFFER). Le OFFER maintenant devenu le OFGEM (Office for gas and electicity) examinent le projet en termes de viabilité technique, commercial et juridique. Cette étape est très importante (et de longue durée) dans le processus NFFO car cela démontre si oui ou non le projet aura une rentabilité économique. A la fin de cette étape primordiale, si le projet est accepté un prix définitif du kWh produit est soumis au NFFO.

C ‘est finalement le rôle du gouvernement de sélectionner le projet le moins cher en termes de vente du kWh tout en tenant compte du quota total de MW nécessaire et de la « technology band ».En effet le NFFO s’applique à toutes les énergies renouvelables ; certaines sont moins coûteuses à produire mais affin de permettre un développement équitable les différentes technologies sont classées en bandes.

Une fois le projet adopté par le NFFO, il reçoit pendant 15 ans (durée du contrat) la rente du prix au kWh. Toute énergie produite en surplus peut être vendue en dehors du contrat fait avec le NFFO.

Cependant ce processus, bien qu’il soit déjà long et onéreux, ne permet pas aux projets de commencer de suite. En effet tout projet doit, par ces propres moyens c’est à dire en dehors de l’aide accordée par le NFFO, obtenir le permis de construire pour le site choisi ainsi que les moyens de financer le projet, les générateurs doivent également obtenir une licence de production. Malgré l’obtention du contrat NFFO les projets ne sont pas garantis d’obtenir un financement ni le permis de construire.

Un Fossil Fuel Levy, provenant d’une taxe prise sur tout les consommateurs d’électricité ( 0,3 %) permet de financer les projets dont le coût de production d’électricité est plus élevé que le coût de production d’énergie dite traditionnelle.

En vue de la libéralisation de l’électricité et du changement de structure de l’industrie électrique au Royaume-Uni, le gouvernement a abandonné ce système, toutefois il sera maintenu pour les projets déjà en cours. Il est nécessaire de déphaser le système NFFO progressivement. Le tableau ci dessous résume la totalité des projets mis en place durant le NFFO ( Grande- Bretagne), le SRO et le NI NFFO ( Irlande du Nord). Jusqu’en Mars 2002.

Order	Technology Band	No of Projects	Capacity MW (DNC)
NFFO 1	Hydro	21	10.001
	Landfill Gas	19	30.776
	Municipal and Industrial Waste	4	40.63
	Other	4	45.48
	Sewage Gas	6	5.98
	Wind	5	8.138
	Total:	59	141.005
NFFO 2	Hydro	10	10.457
	Landfill Gas	26	46.393
	Municipal and Industrial Waste	2	31.5
	Other	1	12.5
	Sewage Gas	18	19.059
	Wind	23	52.452
	Total:	80	172.361
NFFO 3	ECAFW - Gasification	1	8
	ECAFW - Other	2	69.5
	Hydro	8	11.738
	LFG	42	82.071
	MIW	6	77.419
	Wind Large	10	41.021
	Wind Small	11	10.835
	Total:	80	300.584
NFFO 4	Hydro	7	2.102
	Landfill Gas	52	137.651
	Municipal and Industrial Waste - CHP	2	14.98
	Wind Large	3	11.446
	Wind Small	4	2.755
	Total:	68	168.934
NFFO 5	Hydro	3	0.64
	Landfill Gas	50	100.922
	Wind small	4	3.647
	Total:	57	105.209
NI-NFFO 1	Hydro	7	1.89
NI-NFFO 1	Wind	6	12.664
	Total:	13	14.554
NI-NFFO 2	Biomass	2	0.304
	Hydro	1	0.075
	Wind	2	2.567
	Total:	5	2.946
SRO 1	Biomass	1	9.8
	Hydro	7	7.04
	Wind	7	25.13
	WTE	2	3.78
	Total:	17	45.75
SRO 2	Hydro	2	1.46
	Wind	3	18.95
	WTE	4	15
	Total	9	35.41
SRO 3	Wave	1	0.2
	Wind Large	1	8.29
	Wind Small	3	2.47
	WTE	2	6.12
	Total	7	17.08
	Grand Total:	395	1003.83

Tableau 2: Capacité en MW de la totalité des projets ayant vu le jour sous les contrats NI NFFO, NFFO et SRO. Source : Departement of Trade and Industry,(2002).

Défaillances du système NFFO :

Les principaux problèmes rencontrés avec ce système d’enchères est le fait du très long délai de mise en pratique d’un projet ainsi que la difficulté de prédire la finalité des projets. Le temps et le coût d’obtention d’un permis de construire ainsi que le manque de prévisions et stabilité du marché fait que contrairement au potentiel du marché, peu de constructeurs et investisseurs étrangers ce sont implantés en Grande-Bretagne.

Situation Actuelle :

Le mécanisme d’enchères NFFO a été remplacé par un système de certificats verts en Avril 2002. Il est cependant trop tôt pour émettre un jugement quant au fonctionnement de ce système.

Ce système incitatif repose sur l’obligation de commercialisation pour les producteurs qui doivent justifier d’un pourcentage minimum d’électricité renouvelable dans leurs ventes. L’obligation de production d’énergie renouvelable devrait passer de 3% en 2002 à 10.4% en 2012. Si un producteur ne possède pas le certificat vert, alors il lui est possible de s’acquitter d’une pénalité (le buy-out price : 5c€/kWh). Seule l’électricité provenant d’installations postérieures à 1990 peuvent se voir attribuer des certificats verts.

Le choix d’un système de certificats verts au détriment d’aides directes (enchères) ne va pas améliorer la situation à court terme. Les certificats verts ne permettent pas aux investisseurs d’évaluer avec certitude leur retour sur investissement. Le marché des certificats verts est encore très jeune et les résultats incertains. Toutefois, la Grande Bretagne, possédant le plus grand gisement de l’éolien en Europe, pourrait à moyen terme retrouver une position dominante a l’échelle européenne si l’internationalisation du marché s’effectue.

5.3 Danemark :

(Sources : Energie 21, éditée en 1996,

www.windpower.dk )

- Au départ : système de tarif d’achat garanti

Après la première crise énergétique en 1973 le Danemark a développé un intérêt de produire de l’électricité de manière indépendant du pétrole afin d’éviter la dépendance des matières premières de l’extérieur du pays. Aujourd’hui la production d’éoliennes danoises contrôle environ 50 % du marché mondial et le Danemark est donc un des pays les plus importants dans ce domaine. En 2001 4.116 MW d’éoliennes se sont vendues sur le marché mondial (Windpower, 2001). Les compagnies danoises représentent la moitié du marché mondial, soit 3 milliards d’Euros.

L’énergie éolienne prend une place aussi proéminente dans la politique de l’énergie danoise car cette politique a pour but de réduire les émissions de CO₂de 22 % en 2005 par rapport aux émissions de 1988. De plus dans la dernière planification du scénario à long terme (Energie 21, éditée en 1996) du ministère de l’environnement et de l’énergie, l’objectif à long terme est encore plus élevé. En 2030 l’énergie d’éolienne doit pourvoire à 50% des besoins de consommation d’électricité (Krohn, S, 2002)

La production d’énergie éolienne fonctionne selon le principe de tarif d’achat garantis, le parlement fixe un prix pour chaque kWh vendu. En 2002 au Danemark 18% de l’énergie électrique est produite avec l’éolien. Voir figure 1 : La ligne rouge indique la production de l’énergie avec un vent optimal. La ligne noire indique la situation réelle c’est à dire avec l’influence de la météo

Figure 1: Pourcentage de consommation danoise de l'électricité de l'énergie éolienne 1983-2002 (Source : Krohn, Soren., 2002)

- Changement de stratégie : L’introduction du certificat vert :

L’expérience danoise est pour l’instant ni un échec ni une réussite en matière de certificats verts, l’entrée en vigueur du marché danois restant pour le moment en suspens. Et c’est d’ailleurs assez déroutant puisque dès 1999 le gouvernement avait montré une réelle envie d’investissement dans cette voie.

En effet, le 3 mars 1999 le parlement veut réformer le système de tarif d’achat garantis (en place depuis 15 ans) pour le remplacer par un système de certificats verts Ministère de l’énergie Danois (2002).

Après l’émission de la directive européenne, une loi électrique était promulguée visant d’une part à réorganiser le système et à installer un nouveau système d’aides fondé sur des certificats verts. Ce système devait succéder au système de tarif d’achats garantis en place depuis 15 ans. L’objectif était d’arriver à 20% de la consommation électrique en 2003, 30% en 2010 et 50 en 2030. Les quotas sont imposés aux consommateurs, leurs fournisseurs devaient se procurer pour leur compte les certificats. Les consommateurs ont obligation de justifier d'un certain pourcentage de sa consommation d'origine renouvelable. Une pénalité est prévue en cas de non respect de cet objectif. Ainsi tous les contrats conclus avant cette date suivent l’ancien système donc le système de tarifs d'achat garantis et tous les contrats conclus après suivent le système de certificats verts. Le parlement décide de mettre en place les règles suivantes pour les producteurs d’énergie éolienne comme système de compensation : Un prix plancher (ne s’appliquant que durant 20 ans) de 10 øre = 0,74 cent (correspondant aux taxes de CO₂) par rapport au prix du marché, prix plafond de 36 øre/kWh = 2,67 cent. (Kjaer, 2001).

Toutefois pour les vielles éoliennes dont les dépenses de production sont plus grandes que le prix du marché et du prix supplémentaire il est nécessaire de mettre en place un autre modèle de subvention. Les nouvelles éoliennes, qui principalement seront des éoliennes offshore, vont recevoir un bonus qui correspond à la quantité nécessaire pour remplir les obligations internationales.

Le marché était sensé entrer en vigueur dès le 1^er janvier 2000, puis la date a été repoussée à janvier 2003 et en septembre 2001, le ministre de l’environnement et de l’énergie danois a finalement suspendu les plans de mise en place du marché.

L’impact de la décision de changement de système était visible avant la mise en place du système. Alors que le secteur de l’énergie renouvelable avait connu des années de forte croissance plus aucun investissement ne s’est fait dans les dernières années: le marché danois de l’installation de nouvelles capacités éoliennes a chuté pour la première fois depuis 1993. Cette chute est imputable à la mise au point du marché de certificats verts qui a induit une incertitude des futures conditions de paiement. D’où l’explosion des ventes d’éoliennes en 1999 et 2000 avant l’expiration de l’ancien système de paiement. (La gestion du passage d’un système d’incitation à un autre ne doit donc pas être négligée). En effet, seulement 100 MW d’énergie éolienne ont été mis en place contre 600 MW en 2001 (voir figure 2) par rapport à l’année précédente. Toutefois ce déclin était prévu par le gouvernement danois lors de la décision faite d’introduire un système de certificats verts.

Figure 2: Ventes d’éoliennes au Danemark.

Les problèmes liés à l’introduction des certificats verts sont dus à des désaccords avec les producteurs d’éolien. Le plan était en effet vivement critiqué au point que certains partis politiques, qui se plaçaient préalablement en faveur de ce marché, ont apparemment changé d’opinion après les différentes études menées (rapport de PriceWaterHouseCooper en octobre 1999, rapport des industriels,…)...

Les industriels du secteur de l’énergie renouvelable estiment que ce schéma présente plusieurs défauts. La Danish wind Industry association notamment avait émis au début du mois de septembre un rapport (The Devil in the Details, http://www.windpower.dk/articles/grmarket.htm ) où elle faisait le point des faiblesses ou incohérences dans la mise un place d’un marché national. L’association ne dit pas être foncièrement contre un tel système, mais elle juge notamment qu’il est trop tôt pour le faire ou que la forme actuelle n’est pas adéquate. Le rapport affirme ainsi qu’il est difficile, voire dangereux d’essayer de mettre en place un système fermé national alors qu’au niveau européen rien n’est fait. Ceci est une des raisons pour lesquelles le parlement a décidé de retarder la mise en vigueur des certificats verts jusquà ce qu’il soit possible d’établir un système coopératif entre plusieurs pays européens. L’objectif pour 2003 est d’autre part jugé trop faible pour les industriels (quota déjà atteint) pour créer une nouvelle demande de certificats.

La Suède est elle-aussi en train de déterminer de déterminer les modalités de fonctionnement de son futur marché, qui sont quasiment analogues aux danoises. D’ailleurs la Danish Wind Industry Association s’attend à ce que le projet suédois soit lui-aussi gelé, car il présente les mêmes défauts que celui qui était programme au Danemark.

5.4 Irlande :

Le marché de l’éolien fonctionne avec le système d’enchères. Le système AER III (Alternative Energy Requirement) a eu pour résultats d’obtenir des prix de production de kWh très bas jusqu'à 0,028 €/kWh, cependant seulement 15 MW des 100 MW de projets ont vu le jour. En effet pour pouvoir obtenir les contrats et par soucis de compétitivité les investisseurs en éoliennes ont cru bon de proposer des taux de tarification au kW/h trop bas, par la suite ces prix ne ce sont pas révélés être économiquement viables. Beaucoup de propositions n’ont ainsi pas vu le jour. L’Irlande a tenté de rectifier ce problème avec la mise en place du système AER IV ou cette fois ci les propositions, pour être acceptées, devaient justifier l’obtention du permis de construire avant de soumettre des propositions, intégrant un élément de faisabilité économique. Avec cette modification les offres les plus basses retenues par le gouvernent sont passées à 0.045€/kWh (Chiorean, Gallachoir, McKeogh, 2000). Ces modifications devraient permettre un taux de réalisation plus grand que dans le passé.

5.5 Espagne:

Malgré un début tardif d’une mise en place d’un marché de l’éolien (1995), l’Espagne se classe désormais premier acheteur d’éoliennes en Europe.

Le système de soutien est un système de tarif d’achat garantis mais avec une structure différente que vu précédemment car les propriétaires d’éoliennes peuvent « jouer » un peu avec les conditions du marché. Cela veut dire qu’une partie du prix du règlement du prix de rachat du kWh est fixé mais les propriétaires d’éoliennes peuvent choisir s’ils veulent que l’autre partie du tarif de rachat soit fixé ou si elle doit suivre les conditions du marché. L’objectif politique supérieur est de mettre en place 9000 MW avant 2010. Le développement est cependant aussi réglé par des décisions et des objectifs des provinces. En cumulant les objectifs de capacité de production de toutes les provinces le total de production est de 15 000 MW avant 2010.

Le marché espagnol est caractérisé par des grands projets d’éolienne où la plupart des acteurs ont une connexion avec le secteur d’électricité. Cet engagement du secteur électrique est unique pour l’Espagne.

Avec la capacité actuelle de l’énergie éolienne l’Espagne couvre maintenant (en 2000) environ 5% de sa consommation en électricité. L’Espagne n’est dominée que par le Danemark où l’énergie d’éolienne couvre une partie plus grande ( en proportion) du marché de la consommation de l’énergie.

5.6 Allemagne:

En 2001 le marché Allemand a battu tous les records avec la mise en place de 2600 MW de fermes éoliennes. En comparaison avec le Danemark l’Allemagne a mis en place plus d’éoliennes en une année qu’au Danemark depuis 20 ans. Au total sur l’ensemble du territoire à la fin 2001 l’Allemagne a une capacité de 8500 MW. Cette quantité couvre 3 % de la consommation d’électricité en Allemagne.

Ce développement explosif est premièrement dû à une volonté politique de soutenir la mise en place des éoliennes. En 2000 une loi soutenant le système de tarif d’achat garantis est mis en place avec des prix fixé pour la durée de vie de l’éolienne ( environs 20 ans).

Les tarifs sont décides en fonction de l’emplacement de l’éolienne. Le système allemand est tel qu’une éolienne placée dans un endroit où il y a peu de vent reçoit un prix plus élevé pendant plus de temps par rapport à une éolienne placée dans un endroit avec beaucoup de vent. Cette politique résulte dans un fort développement des éoliennes dans les zones non côtières. Cette ambiguïté n’incitant pas a une rentabilité maximale permet cependant de promouvoir le développement de l’éolien dans tout le pays. L’Allemagne a très peu de ressources éoliennes de très bonne qualité.

Affin de maximiser le potentiel des sites les éoliennes utilisées sont de très grand calibre. Ainsi la plus part des grandes éoliennes fabriquées dans le monde sont vendues pour l’Allemagne. La taille moyenne d’une grande éolienne en Allemagne en 2001 était 1,3 MW.(Source wind power)

L’objectif allemand est d’établir d’ici 2010 l’installation de plus de 20.000 MW soit un doublement de la capacité d’actuelle. Ces objectifs éoliens vont de paire avec la politique de remplacement de l’énergie nucléaire qui s’élève à 22.000 MW) La construction d’éoliennes offshore est prévu de commencer en 2004-2005 et il existe déjà des plans d’installations entre 12.000 et 15.000 MW.

5.7 Pays-Bas :

Le système de certificats verts néerlandais est le seul à être véritablement en place en Europe, il a été instauré par étape depuis 1996. Il est basé sur une approche volontaire de la demande des consommateurs, avec une incitation fiscale toutefois. Le marché de l’électricité verte est totalement libéralisé.

Du côté de la tarification verte offerte au consommateur, depuis 1996, la plupart des distributeurs néerlandais proposaient aux consommateurs qui le souhaitaient de payer plus cher leur électricité contre l’assurance que leur argent serve à soutenir la production d’électricité verte. Le taux de soutien aux énergies renouvelables garanti dans ces abonnements était variable. Parallèlement et indépendamment de cela, à partir du 1^er janvier 1998, chaque compagnie de distribution devait détenir un nombre minimal de certificats chaque année (et qui dépend de la compagnie). Des sanctions collectives ou individuelles étaient prévues. Les compagnies de distribution se procuraient des certificats verts en investissant dans des projets certifiables ou en achetant des certificats auprès de producteurs. Dans ce cas, l’origine de l’incitation était double : par les quotas que s’imposent les producteurs, et par la demande en abonnement vert pour des consommateurs.

Or justement une certaine confusion résultait de cette double utilisation des certificats verts. Des distributeurs utilisaient la demande volontaire des consommateurs pour remplir leur quota. Or inclure la demande volontaire dans leur objectif individuel, c’est ne supporter qu’une partie du coût lié au quota, le reste étant supporté par les consommateurs volontaires. Il en découlait une sorte de distorsion de concurrence entre les compagnies ayant ce genre de pratique et les autres.

Il semblerait qu’à la suite de ces problèmes, les Pays-Bas soient passé à un second système à partir du 1^er janvier 2002 : un système d’incitation fiscale à la demande. Les consommateurs n’ont aucune obligation de se fournir en électricité verte, en revanche ils peuvent le faire soit par conviction environnementale soit pour bénéficier d’une exemption fiscale sur les énergies vertes.

Aujourd’hui, le certificat vert est délivré à l’énergie hydraulique (capacité de moins de 15MW), éolienne, solaire et de biomasse. Il est valable un an à compter de son émission, il peut avoir une « taille » de 1, 10, 100 ou 1000 MW et peut-être encore divisé pour les plus grandes quantités. D’autre part les Pays-Bas autorisent l’importation d’électricité d’origine renouvelable étrangère (d’Autriche, Finlande, Norvèeg, Suède, Royaume Uni, on voit que ce ne sont pas des pays qui ont forcément un système de certificats verts) pour atteindre les quotas, mais le CV ne sera émis qu’après que l’électricité soit entrée physiquement sur le territoire. (http://www.groencertificatenbeheer.nl)

Résultats :

L’exemple des Pays-Bas est intéressant car nous bénéficions déjà de résultats analysables. La formule a du succès puisque entre 900 000 et 1 300 000 consommateurs sont demandeurs de l'électricité provenant des ressources renouvelables, alors qu’avec le système précédent où seuls les consommateurs convaincus souscrivaient des abonnements verts, il n’y avait que 100.000 consommateurs verts. Ce succès entraîne pour le Trésor public un coût annuel sous forme de manque à gagner de 140 millions d'euros. Le système fonctionne de la sorte depuis le 1er janvier 2002.

Malgré son succès en nombre de consommateur le système comporte plusieurs écueils. La demande en énergie verte est si forte que 80% de l’énergie verte est importée. En outre les unités de productions utilisées sont souvent des unités qui existent déjà. Le nombre de projets d’investissements dans des nouvelles installations est pour l’instant assez décevant.

Le risque est donc élevé que les importations soient poussées par des distorsions engendrées soit par des systèmes incitatifs différents ou plus avantageux pratiqués par d’autres pays, soit par le recours à des grosses installations hydroélectriques déjà existantes et amorties (France ou Suède). La délivrance d’un certificat vert n’est pas conditionnée, contrairement à l’Italie, au recours à une nouvelle installation.

Les tableaux suivants représentent respectivement la production néerlandaise et étrangère de certificats verts (en MWh, source : http://www.groencertificatenbeheer.nl). On y voit la croissance du nombre de certificats émis à partir d’électricité produite à l’étranger.

5.8 Belgique :

Le gouvernement belge a fixé en 1999 un objectif de 5% de la consommation électrique intérieure pour la production d’électricité verte en 2010. Les différentes régions ont ensuite été libres de définir les modalités pour atteindre ces objectifs. La situation est globalement équivalente entre les régions.

- En Wallonie :

Sur le site de la commission wallonne pour l’Energie, celle-ci explique : « Afin de rencontrer les objectifs de réduction de gaz à effet de serre fixés à Kyoto et promouvoir l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité ainsi que le prévoit la directive du 27 septembre 2001, le Gouvernement wallon met en place un mécanisme de certificat vert et un mécanisme d’aide à la production. » Le système de certificat vert a bien été mis en place en réponse à la Directive. Le Gouvernement wallon a adopté, le 04 juillet 2002, l’arrêté relatif à la promotion de l’électricité verte et Le mode de soutien wallon de certificats verts est entré en vigueur au premier octobre 2002.

Tout fournisseur de consommateurs situés en région wallonne doit acquérir trimestriellement un quota de certificats verts, sur base de l’électricité qu’il fournit. Le quota imposé est de 3% jusqu’en 2003, il devrait atteindre 7% en 2006. En cas de non respect des quotas par un fournisseur, celui-ci devra s’acquitter d’une amende administrative libératoire pour le trimestre envisagé pour chaque certificat manquant de 75 euros à 100 euros par certificat manquant.

Les certificats verts sont attribués aux producteurs sur base de la production d’électricité verte et du taux d’économie de dioxyde de carbone réalisé par la filière de production utilisée. Le décret du 12 avril 2001 précise que l’électricité verte est « l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou de cogénération de qualité dont la filière de production génère un taux minimum de 10 % d’économie de CO2 … ». Un certificat vert est attribué pour un nombre de kWh produits correspondant à un MWh divisé par le taux d’économie de dioxyde de carbone. En pratique, un certificat vert est attribué pour 456 kg de CO2 évités. Pour illustrer, cela correspond à la quantité de CO2 émise pour produire 1 MWh dans une TGV au gaz naturel ayant un rendement de 55%. Il aura une durée de vie de 5 ans. La commission wallonne a développé une méthode de calcul de gain de rejet de CO2

En outre, les producteurs d’électricité verte pourront bénéficier, après l'entrée en vigueur d'un arrêté d'exécution actuellement en discussion, d’un mécanisme d’aide à la production, une subvention obtenue en échange des certificats verts. Cette aide à la production octroyée par le ministre en échange des certificats verts sera de 65 euros par certificat vert de 1MWh. Elle ne pourra être perçue que durant la période de l’amortissement de l’installation avec un maximum de 10 ans.

Il y a donc une sorte de prix garanti ou de prix minimal du certificat vert. Le producteur pourra, soit vendre son certificat vert sur le marché des certificats verts, soit l’échanger auprès de l’administration pour recevoir l’aide à la production. Dès lors, les producteurs d’électricité verte en Région wallonne choisiront entre le mécanisme des certificats verts ou l’aide à la production. (http://cwape.wallonie.be, Martin, 2002)

- Les Flandres :

Le mode de soutien flamand repose sur un marché de certificats verts nommé «e-ERTe» qui est entré en vigueur au premier juillet 2002. L'obligation porte sur les distributeurs qui devront respecter un quota de 2,05% en 2003, puis 3% en 2004 et 5% en 2005. Une pénalité de 5c€/kWh est appliquée en cas de non-respect du quota en 2003, avec un dispositif original qui prévoit une augmentation jusqu'à 12c€/kWh au cours des années suivantes.

5.9 Italie :

Après avoir expérimenté les deux systèmes d’incitation classiques - les appels d’offre et le prix garanti - une sorte de marché des certificats verts a été mis en place en janvier 2001. Le décret Bersani a obligé les producteurs-distributeurs à commercialiser en 2002 une quantité d’électricité verte au moins égale à 2% de la production de l’année précédente. Le quota devrait monter à 8% en 2008. Il pèse sur les importateurs comme sur les producteurs nationaux. Toutefois les importateurs qui souhaitent bénéficier des certificats verts doivent provenir d’un pays qui a lui-même mis en place un système de certificats verts (close de réciprocité qui n’est par exemple pas nécessaire aux Pays-Bas).

Pour lutter contre la volatilité ultérieure, le gestionnaire du réseau de transport peut créer ex nihilo des certificats et les vendre. Ces certificats sont une sorte de certificats à terme, puisque la quantité d’énergie verte correspondante devra de toute façon être produite dans les trois ans qui suivent son émission. Il est aussi prévu, en cas d’envolée du prix, de mettre un prix plafond de 6c€/kWh.

Il faut noter quelques particularités intéressantes: d’abord seules les nouvelles unités de production d’électricité verte (c’est à dire postérieures à 1999) peuvent bénéficier d’un certificat vert. Ensuite les certificats verts ne sont délivrés que pendant les huit premières années d’une nouvelle installation. L’incitation au développement de l’électricité verte est donc double : il faut construire de nouvelles unités de production pour satisfaire les quotas, mais aussi pour remplacer les unités de production plus anciennes.

6. Sources (Rappels et compléments)

Entretien avec Monsieur Menenteau

Sites internet visités :

www.windpower.dk Site danois sur l’énergie éolienne, détail :

- Wind Power (2001). Dansk vindkraft i 2001, http://www.windpower.dk/da/news/stat2001.htm

- Krohn, S.,(2002). Wind Energy Policy in Denmark Status

- Ministère de l’énergie Danois (2002). Marché pour les certificats verts, www.ens.dk/sw211.asp
- Kjaer,C., (2001) Green Certificates in Denmark:The Litmus Test, Danish Wind Industry Association (http://www.windpower.dk/articles/grmarket.htm)

www.ens.dk: Site du Ministère de l’énergie danois

www.groencertificatsenbehee.nl : Site néerlandais sur les certificats verts

www.cwape.wallonie.be : Site de la Commission Wallonne pour l’énergie

www.edf.fr : Site d’Electricité de France

http://www.recs.org/ : Site sur le Renewable Energy certificat system

Articles (classés par thèmes):

- Directive 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

- Commision of the European Communities, (2001). Report on the Implementation of the electricity and gas directives.

- Menanteau, P., Lamy, M., L., Finon, D., (2001). Prices versus quantities : Environmental policies for promoting the development of renewable energy, Institut d’économie et de politique de l’énergie, Cahier de Recherche n 25

- Burtraw,D.,Darmstadter,J.,Palmer,K., McVeigh,J., (1999). Renewable Energy Winner, Looser, or Innocent Victim ? Resources Issue 135

- Chabot, B., (2001). La Nouvelle Tarification de l’énergie éolienne : Genèse description et première analyse, Revue de l’énergie, n 528

- Hvelplund,F., ( 2001) Political Prices or Quantities ? A Comparison of renewable energy support systems, New energy 5/2001

-Organisation for the Promoting of Energy Technologies, (2001). Policies for the propagation of renewable power generation in Europe and India

- Menanteau, P., Lamy, M., L., Finon, D., (2002). Les marchés de certificats verts pour la promotion des énergies renouvelables : entre efficacité allocative et efficience dynamique, Institut d’économie et de politique de l’énergie, Cahier de Recherche n 29

- Martin, P. E., (2002). Certificats Situation Européenne,S ystemes Solaires 147

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- Energie 21, éditée en 1996

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