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Surcoût des énergies éolienne et photovoltaïque à l'échéance 2020, selon l'ADEME

François POIZAT
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François POIZAT, expert IED : Surcoût des énergies éolienne et photovoltaïque à l’échéance 2020, selon l’ADEME - 30 juin 2009

 

Résumé

l’ADEME ayant pronostiqué un impact dérisoire (13 à 66 €/an/ménage) des programmes éolien et solaire décidés par le « Grenelle de l’Environnement », le présent mémorandum rétablit la vérité des chiffres : les 65 milliards de kWh produits chaque année seront facturés de l’ordre de 11 milliards € à EDF, à compter de 2021. Ils auront donc une incidence considérable sur la facture d’électricité des Français (au moins 200€TTC/an/ménage), quoiqu’en dise l’ADEME. Deux raisons essentielles à cet énorme écart :

- la manipulation politicienne _ mais parfaitement légale _ du calcul du « coût évité » à EDF par l’obligation d’achat de l’électricité verte (éolienne, solaire ou autre) : de sorte qu’EDF perd ~ 4 c€ pour chaque kWh qu’elle est obligée d’acheter alors que toute « ex-Régie »  (Strasbourg, Metz, Grenoble, etc.) placée en conditions identiques, y gagne 1,5 c€ a minima. Tour de passe-passe qui suffit à effacer le surcoût « officiel » de l’éolien.

- l’hypothèse supplémentaire d’une baisse drastique du tarif d’achat de l’électricité d’origine photovoltaïque, estimée par l’ADEME à -7,5 %/an à compter de 2012. Ce pronostic est contredit par la hausse des coûts d’investissement dans l’éolien, observée depuis 2001 (à raison de + 7,5 %/an précisément !) mais, associé à l’astuce précédente, il permet à l’ADEME de minorer le surcoût officiel de cette électricité solaire dont l’extraordinaire développement bénéficie à quelques uns (affairistes « verts » et particuliers opportunistes) au détriment de tous les consommateurs, sans profiter directement à l’indispensable effort de recherche en ce domaine (ainsi qu’en celui du stockage de l’électricité).

 

1. Contexte

L’ADEME évalue la production primaire d’énergies renouvelables en 2007 à 18 Mtep [21][1], dont un petit tierspour l’énergie primaire électrique, soit 5,4 Mtep répartis à raison de :

-5,0 Mtep  pour l’hydraulique (essentiellement des installations de « grande hydraulique », dépassant le seuil de 12 MW et, à ce titre, n’ayant pas droit à l’obligation d’achat),

- 0,35 Mtep d’éolien et

- 0,04 Mtep de solaire photovoltaïque.

Seuls ces deux derniers modes sont susceptibles d’un développement substantiel. Comme ils suscitent de vives controverses quant aux surcoûts induits par l’obligation d’achat, en 2008 [14] comme en 2020, nous nous focalisons ici sur l’éolien et le photovoltaïque, à l’échéance 2021, c’est-à-dire quand toutes les installations mises en service jusqu’à fin 2020 produiront de l’électricité bénéficiant de l’obligation d’achat par les « opérateurs historiques », EDF et DNN (« Distributeurs Non Nationalisés » en 1946, a contrario d’EDF).

 

De fait, en prélude au SIREME (Salon International des énergies Renouvelables et de la Maîtrise de l’Energie),  tenu du 17 au 19 novembre 2008, le Ministère de l’environnement (MEEDDAT) et l’ADEME ont publié plusieurs documents précisant les objectifs issus du « Grenelle de l’Environnement » à son échéance de 2020. Dudit « Dossier de presse » [20] ressortent les trajectoires  suivantes :

 

 

Situation en 2007

Objectif pour 2020

Eolien

2 500 MW

25 000 MW

« production multipliée par 10 »

Photovoltaïque

13 MW

5 400 MW

« changement d’échelle majeur : production multipliée par 400 »

 

L’exceptionnelle ampleur de ces objectifs imposant d’en quantifier le coût, l’ADEME s’y est exercée et a abouti aux « surcoûts officiels » suivants :

-          pour l’éolien, « un foyer ne se chauffant pas à l’électricité aurait donc à supporter un coût de 5,4 €/an. Pour un foyer chauffé à l’électricité, cela représentera un surcoût de 26 €/an » [18] ;

-          pour le photovoltaïque « la contribution […]devrait s’élever à […]7,95€ par an pour un foyer ne se chauffant pas à l’électricité et 40 € pour un foyer se chauffant à l’électricité » [19].

Ce sont ces affirmations que nous allons analyser dans le détail. Bien que la démarche de l’ADEME repose sur un tronc commun d’hypothèses, auxquelles nous n’avons eu accès que tardivement [17] :

-          nous conduirons d’abord notre propre simulation du développement éolien (tout en expliquant la méthodologie suivie, évidemment proche de celle de l’ADEME), et en analyserons les résultats (§ 2.),

-          puis nous simulerons, de façon strictement similaire, l’essor photovoltaïque envisagé et en apprécierons l’impact économique (§ 3.),

-          avant d’analyser et critiquer les hypothèses retenues par l’ADEME [17] pour justifier ses projections optimistes (§ 4.).

Et après quelques considérations sur les perspectives d’infléchissement des tendances actuelles  (§ 5.),

nous conclurons sur le comportement d’un organisme qui se comporte plus en lobby qu’en Agence nationale chargée de conseiller le gouvernement pour le choix et la conduite de sa politique énergétique (§ 6.).

 

2. Eolien

2.1. Citation intégrale  de l’ADEME [18] :

« Coûts du développement de l’éolien

L’objectif retenu par le Grenelle pour 2020 est d’installer une capacité éolienne de 25 GW dont 6 GW en mer. Partant de l’hypothèse que le prix de marché de l’électricité augmenterait de 3% (hypothè-se très conservatrice) d’ici 2020, le surcoût généré par le tarif de rachat de l’éolien terrestre serait très réduit, alors que celui de l’éolien maritime représenterait l’essentiel du surcoût. La CSPE engen-drée s’élèverait à 862 millions d’euros (dont 803 millions pour l’éolien maritime). Un foyer ne se chauffant pas à l’électricité aurait donc à supporter un coût de 5,4 €/an. Pour un foyer chauffé à l’électricité, cela représentera un surcoût de 26 €/an ».

 

A cette estimation[2], l’ADEME convient qu’il faudrait ajouter « 1 milliard d’euros cumulés [pour] le coût d’adap-tation du réseau pour un parc éolien terrestre de 20 000 MW », ainsi que des « réserves d’équilibrage pour pouvoir ajuster les variations de la production à celle de la demande [entraînant] des surcoûts qui ont été estimés entre 4 et 6 €/MWh pour un parc éolien installé de 8 à 12 000 MW ». Nous n’en tiendrons donc pas compte dans notre critique, qui n’en sera que plus mesurée.

 

Les principaux ressorts du raisonnement de l’ADEME sont assez clairs, fondés sur :

1)    Le programme prévisionnel de mise en service (en MW installés chaque année, jusqu’en 2020), dont dépendra le productible annuel, exprimé en TWh/an, pour l’éolien tant terrestre qu’offshore ;

2)    Les tarifs d’achat associés (dont l’ADEME ne dit, ici, rien) ;

3)    Le calcul de la Charge de Service Public d’Electricité  (CSPE) engendrée par l’obligation d’achat de chaque MWh, à répartir entre tous les consommateurs à partir de 2021.

Ces étapes sont celles suivies pour notre propre simulation.

 

2.2. La modélisation du développement éolien (en MW installés et TWh produits) …

… suppose donc l’atteinte, en 2020, des objectifs convenus à l’issue du « Grenelle de l’Environnement », à savoir 19 GW éoliens terrestres et 6 GW offshore. Pour ce qui est des rythmes de mise en service, nous avons fait l’hypothèse suivante :

-          Pour l’éolien terrestre, à partir des quelque 2500 MW cumulés fin 2007 : 1500 MW/an de 2008 à 2015 (respectant, au passage, l’objectif de la PPI 2015[3]), puis 900 MW/an de 2016 à 2020.

-          Pour l’éolien offshore, à partir des 100 MW supposés mis en service en 2009[4] : 1500 MW/an de 2010 à 2015 (respectant aussi l’objectif de la PPI 2015), puis 400 MW/an de 2016 à 2020.

 

Ces rythmes de croissance peuvent être contestés mais leur incidence finale sur le montant final d’achat obligé est assez faible.

On peut aussi disserter sur les facteurs de charge (fc) que nous avons retenus, c’est-à-dire le nombre d’heures annuel équivalent à un fonctionnement supposé à pleine puissance,  nécessaire pour passer des GW installés aux TWh annuellement produits au-delà de 2020.

 

Puissance

Facteur de

Productible

 

installée

charge fc

annuel

 

en GW

en h/an

en TWh/an

Eolien terrestre

19

2 170

41,23

Eolien offshore

6

2 800

16,8

Totaux 2020

25

 

58

 

Le fc moyen affecté à l’éolien terrestre est celui  que mentionne RTE au vu des résultats enregistrés en 2006-2007[5].

Pour ce qui est de l’éolien en mer, c’est … l’inconnue totale car, en l’absence du moindre retour d’expérience, nous sommes fondés à croire que les professionnels auront eu encore tendance à surévaluer les performances de leurs machines[6] : aussi avons-nous opté pour la valeur du premier seuil d’interpolation, donnant droit à une poursuite d’exploitation au tarif d’achat maximal. Ce faisant, nous avons simplifié le calcul (un seul tarif de la première à la vingtième année) tout en minorant la facture des kWh offshore produits en 2021 (selon l’annexe D-14,avec 3000 h/an, la facture serait plus élevée d’environ 3%).

 

2.3. Les tarifs d’achat

Le communiqué de l’ADEME [18] n’en disant rien, a contrario de sa « note d’information » de février 2008 [14][7],  il importe de préciser que les tarifs d’achat[8] applicables à chaque « millésime » d’électricité éolienne varient d’une installation à une autre, en fonction:

-          de l’année de la demande de contrat d’achat auprès d’EDF : facteur « K » d’actualisation et éventuelle dégressivité (censée inciter les promoteurs et constructeurs à tirer les prix vers le bas) d’une part,

-          d’une révision du tarif d’achat en cours de contrat (facteur « L ») chaque 1er novembre d’autre part.

 

2.3.1.        Principe d’indexation du tarif éolien

Le schéma ci-après illustre le processus imaginé lors de la mise en place de l’obligation d’achat (résultant de la loi du 10 février 2000) dont la première application fut « l’arrêté Cochet » (8 juin 2001) fixant les tarifs d’achat de l’énergie éolienne.  Sur ce schéma tout à fait simpliste, nous supposons une inflation constante, à ~2 %/an, combinée avec une dégressivité des tarifs d’achat de -3,0%/an (en fait, elle avait alors été fixée à  -3,3 %/an).

Le coefficient  d’actualisation déterminant le tarif initial d’une installation renouvelable est donné par la formule :

altLes indices ICHTTS1 (salaires des industries électromécaniques) et PPEI (production industrielle et services[9]) sont censés prendre en compte l’inflation générale, aux spécificités près de ces indices.

 

Et le tarif de départ d’un contrat s’en déduit, donné par :           Tinitial = T0 . K . (1 – d/100)(n-1)

 

La dégressivité d ne fut appliquée qu’à compter de l’année 2003 (d’où une hausse tarifaire de ~ 2% en 2002, traduite en vert sur le schéma ci-après) mais, ensuite, les tarifs baissèrent d’environ 1%/an (différence entre la dégressivité et l’inflation), ce que traduisent la courbe rouge et les points marron ci-dessous.

alt

Une fois le contrat signé, son tarif spécifique continue d’évoluer au rythme de l’inflation, prise en compte cha-que année  mais abattue de 40%, grâce au terme fixe du coefficient L, dit de révision des tarifs :

altet le tarif courant Tcourant = Tinitial . L

 

… révision des prix illustrée par les courbes en interrompu marron du schéma.

 

Pour information, précisons que le tarif initial de l’éolien passa, entre 2001 et 2006, de 8,38 à 8,20 c€/ kWh.

 

2.3.2.        Quels seront les tarifs en vigueur en 2021 ?

La seule référence que nous puissions exploiter est le texte réglementaire actuellement en vigueur, constitué par l’arrêté du 10 juillet 2006  [7][10] modifiant le tarif de l’éolien terrestre de 2001 et créant celui de l’offshore. Les modifications furent importantes, revalorisant considérablement (de l’ordre d’un tiers) les « rentes indues » des promoteurs de l’éolien[11].Pour notre objet, nous retenons seulement que :

 

-          le tarif terrestre passa à 82 €2006/MWh tandis que le tarif offshore fut fixé à 130 €2006/MWh ;

-          le principe d’indexation ne fut pas touché ;

-          la dégressivité fut revue à la baisse, passant de – 3,3 %/an à – 2 %/an, rendant dès lors les tarifs stables ou en hausse, en € constants.[12]

 

Quels seront donc les tarifs de 2021 ? Réponse : encore faudrait-il connaître ceux de 2008 ! En effet, la connaissance des indices régissant les tarifs d’achat des énergies renouvelables n’est pas simple (cf. notre annexe C) et le moins qu’on en puisse dire est que l’ADEME (mais aussi la CRE) ne facilite pas la tâche des observateurs intéressés par ce sujet en ne publiant pas les indices (ou même les tarifs) de référence.

Aussi considérerons-nous que les tarifs d’achat de l’électricité éolienne seront en 2008, de 83,556 €/MWh sur terre (soit 1,7% de moins que le chiffre retenu par l’ADEME début 2008 [14]), et de132,47 €/MWh en mer, et qu’ils évolueront sur la base d’une inflation, raisonnable, de 1,969 %/an, identique à celle de la période 2006-2008. Il en résultera :

-          une actualisation initiale insignifiante, parce que presque totalement compensée par la dégressivité de 2 %/an (soit K’ = K x0,98 soit 0,999296 d’une année sur l’autre) ;

-          une révision annuelle voisine de 1,2 %/an (car on peut approcher L = 0,4 + 0,6 xK = 1, 011814).

 

De la sorte, les millésimes extrêmes, 2006 (ou moins) et 2020, seront valorisés en 2021 de la façon suivante (tarifs exprimés en €courants/MWh [13]) :

Tarifs de l’éolien terrestre

 

Tarifs de l’éolien offshore

                         Tarifs en …

           Millésimes 

2006

2021

 

                         Tarifs en …

            Millésimes

2006

2021

avant 2007

82,0

97,797

 

avant 2007

130,0

155,04

2020

 

83,832

 

2020

 

132,9

 

2.3.3.        Tarifs appliqués aux différents millésimes en 2021

La traduction de tout cela fait l’objet de feuilles de calcul Excel détaillant les tarifs des différents millésimes, des balbutiements (2006) au stade supposé achevé du « Grenelle » (2021). Faisant, pour l’instant, abstraction de la colonne de droite, on pourra les consulter dans nos annexes, ainsi organisées :

-          annexe D-11 : Tarifs de l’éolien terrestre                               )

-          annexe D-12 : Tarifs de l’éolien offshore, 2800 h/an          ) avec l’inflation supposée

-          annexe D-13 : Tarifs d’un photovoltaïque progressif        )         constante à 2 %/an

-          annexe D-14 : Tarifs de l’éolien offshore, 3000 h/an          )

-          annexe D-21 : Tarifs de l’éolien terrestre                                ) avec « inflation ADEME » supposée

-          annexe D-22 : Tarifs de l’offshore, 2800 h/an                         ) à 3 %/an, c-à-d.  à parité avec celle du

-          annexe D-23 : Tarifs du photovoltaïque accéléré                   ) « prix de marché », alias « coût évité »

 

Rq. : il va de soi qu’en cas d’inflation plus forte pesant sur les tarifs d’achat, les tarifs 2021 seraient supérieurs, comme l’illustre la synthèse ci-après :

 

Rappel

Tarifs applicables sur l’année 2021

 

2006

inflation à 2 %/an

inflation à 3 %/an

Eolien terrestre

82,0

de 97,8 à 83,8

de 107,2 à 97,1

Eolien offshore (2800 h/an)

130,0

de 155,0 à 132,9

de 169,9 à 153,9

 

2.4. Calcul du surcoût officiel, c’est-à-dire de la « CSPE engendrée »

2.4.1.        Le montant des achats obligés de 2021 …

… résulte tout simplement de la multiplication du productible annuel de chaque millésime par le tarif d’achat associé (pour le détail, voir nosannexes D). Nous nous intéressons à la somme des traites correspondantes, du millésime 2006 au millésime 2020, qui sont les suivantes :

 

 

Montants d’achats obligés en 2021

CSPE calculée

 

inflation à 2 %/an

inflation à 3 %/an

par l’ADEME

Eolien terrestre

3 801 (ann. D-11)

4 267 (ann. D-21)

59

Eolien offshore (2800 h/an)

2 400(ann. D-12)

2 716(ann. D-22)

803

Total éolien

6 201 M€2021

6 983 M€2021

862 M€????

 

Rq. importante :sur le tableau en fin de § 2.3.3., on constate que, pour l’éolien, terrestre ou offshore, le tarif 2021 du millésime 2006 est supérieur à celui du millésime 2020 ; ceci est dû à la dégressivité. Sachant que, en vertu de l’article 3 des arrêtés,« la date de demande complète de contrat d'achat par le producteur détermine les tarifs applicables à une installation » et que l’article 4 stipule que « dans tous les cas, cette mise en service doit avoir lieu dans un délai de trois ans à compter de la demande complète de contrat d'achat par le producteur », on en déduit que le tarif d’achat est « retenu » 2 à 3 ans  avant la mise en service. Nous n’avons pas tenu compte de ce décalage, minorant ainsi, de 2 à 4 %, tarifs indexés et montants d’achat en 2021[14].

 

Mais, comment un achat obligé de 6 à 7 Md€ peut-il engendrer un surcoût annuel inférieur à 0,9 Md€ ?

 

2.4.2.        Calcul du surcoût annuel des programmes éoliens

Pour l’ADEME, le surcoût de l’éolien (ou du photovoltaïque, ou de toute autre énergie donnant droit à l’obligation d’achat) est assimilé au calcul de « la CSPE engendrée », qui n’est qu’une part de la CSPE dont le montant est indiqué sur les factures d’EDF (ou de POWEO, ou de Direct Energie, etc.)[15].  D’accord avec ce point de vue (mais pas avec son application), nous procédons donc au calcul rigoureux du surcoût induit par l’obligation d’achat de chaque kWh renouvelable, moyennant une simple soustraction :

 

« CSPE engendrée » = tarif d’obligation d’achat du kWh - « coût évité » du fait de cet achat obligé

 

Ayant vu ce qu’il en est des tarifs d’achat, sur terre ou en mer, penchons nous donc sur ledit « coût évité » : l’enjeu consiste à déterminer à quelle énergie se substitue le kWh « vert » (sachant qu’il n’y a aucune raison pour que le kWh remplacé par 1 kWh éolien _ par exemple, durant les longues nuits d’hiver_ soit toujours le même que le kWh remplacé par 1 kWh photovoltaïque !).

 

Débat fondamental :

-          EDF, dont près de 90 % de l’électricité est produite à base d’hydraulique et de nucléaire, est fondée à dire que ce sont ces deux énergies qui doivent s’effacer quasiment à tout coup[16].

-          Les « éolistes », les premiers, se préoccupèrent du sujet et affirmèrent, par la voix du SER [6], que  « l’éolien doit être comparé aux modes de production de type semi-base qu’il est appelé à remplacer, tels que les centrales à cycle combiné gaz (CCG) » retenant « donc comme référence de coût évité le coût complet du MWh produit par une centrale CCG ».

 

Le SER soulevait là un autre débat : faut-il considérer  les « coûts complets », c’est-à-dire les « coûts de produc-tion, incluant investissement et exploitation, évités sur le long terme au système électrique », comme l’indique le décret n° 2001-410 (article 8), ou le « coût marginal des sources alternatives » ?

Qui peut prétendre que la mise en service de plus de 30 GW verts, certes, mais éminemment intermittents, nous dispensera de l’assurance de pouvoir compter sur 30 GW, fossiles ou nucléaires ? C’est pourquoi certains auteurs défendent, non sans  raison, que l’éolien n’évite que le combustible non brûlé ou l’uranium non usé (le coût actuel de ce dernier étant inférieur à 10 €/MWh), mais que la Société (et pas seulement la société EDF) doit assumer l’amortissement des investissements consentis pour les installations sur lesquelles elle peut compter à tout moment (indépendamment de la météorologie) ainsi que leurs frais d’exploitation (car il est difficile de mettre en chômage technique le personnel des installations fossiles ou nucléaires quand vent et soleil ont le bon goût de souffler et briller correctement).

 

Le sujet étant trop polémique et impossible à trancher, sauf à « pister » chaque kWh soufflé ou radié, nous ne retiendrons pas cette position et aurons une approche conservative, c’est-à-dire « ne chargeant pas la barque », en adoptant comme « coût évité » le coût moyen de production d’EDF, acheteur obligé ultra-majoritaire ! Ce coût évité est actuellement voisin de 30 €/MWh (on parle parfois du « coût comptable »).

On peut objecter que ce coût devrait augmenter du fait des dépassements de devis de l’EPR de Flamanville. Sans entrer dans ce débat (Flamanville 3 est une tête de série et tout dépendra du nombre de réacteurs qui seront construits identiques à cette dernière), il faut aussi prendre en compte le fait que de nombreux réacteurs actuellement en service, seront financièrement amortis en 2021[17]. L’un dans l’autre, et la balance n’est pas égale, nous supposons que le coût de production  d’EDF n’évoluera pas plus vite que l’inflation.

 

En conformité avec les hypothèses précédentes, nous retiendrons les coûts évités de 38 et 43 €/MWh, arrondis[18] qui correspondent respectivement aux inflations moyennes de 2 ou 3 %/an ; ce qui induira les coûts globalement évités en 2021 ci-après (en M€2021/an) :

 

 

Volume d’achat obligé

Inflation à 2%/an :

Coût évité = 38 €/MWh

Inflation à 3%/an :

Coût évité = 43 €/MWh

Eolien terrestre

41,2

1 565,6

1 771,6

Eolien offshore

16,8

638,4

722,4

Totaux

58 TWh

2 204 M€2021

2 494 M€2021

 

Il ne reste plus qu’à soustraire ces coûts évités des  factures d’achat obligé  pour en déduire les surcoûts an-nuels, ou CSPE engendrées par l’obligation d’achat de l’éolien, terrestre et maritime, objet du tableau suivant :

 

 

Inflation supposée à 2 %/an

Inflation supposée à 3 %/an

Calcul

 

Facture EDF

Coût évité

CSPE min.

Facture EDF

Coût évité

CSPE min.

ADEME

Eolien terrestre

3 801

1 566

2 235

4 267

1 772

2 495

59

Eolien offshore

2 400

638

1 762

2 716

722

1 994

803

Totaux (en M€2021)

6 201

2 204

3 997

6 983

2 494

4 489

862

 

2.5. Pourquoi un tel écart ?

En [16], nous avons déjà analysé, de façon quelque peu scolaire mais précise, comment, à partir d’hypothèses supposées correctes, l’ADEME et le MEEDDAT ont prétendu démontrer que le développement éolien ne coûtait, en 2008, quasiment rien aux Français.

Pour ce faire, l’astuce principale consistait déjà à surestimer le "coût du kWh évité", c'est-à-dire « l'économie » réalisée par l'acheteur du fait de l'obligation d'achat d'1 kWh « vertueux », et ainsi minimiser la compensation par la CSPE. De sorte que le surcoût moyen par ménage, que nous avions chiffré à environ 16 €TTC-2008/an/ménage, ressortait, pour le SER, à seulement 0,5 €/an. D’où notre image de « l’iceberg éolien »:

 

alt

Comme cela ne suffisait pas aux auteurs du calcul [14], il leur fallut aussi ne pas tenir compte :

-   du chauffage électrique (comme ils l’admettaient d’ailleurs explicitement);

-   des postes autres que les consommations strictement domestiques (bien que les consommateurs les paient, in fine, au travers de leurs divers achats) ;

-   et de la TVA sur la CSPE ;

tous « petits accommodements qui permett[ai]ent de diviser par 9 le surcoût officiel du vertueux éolien ».

S’intéressant à 2020, l’Agence nationale recourt  manifestement aux mêmes modes de raisonnement. De plus, elle fait « l’hypothèse que le prix de marché de l’électricité augmenterait de 3% [19] (hypothèse très conservatrice [sic !][20]) d’ici 2020 ». Ceci vise le « prix de marché moyen pondéré », considéré comme référence du « coût évité ». Déjà souligné en [11] et [16], ce point-là est fondamental car cette référence au « prix de marché » au lieu du prix de production interne d’EDF explique à elle seule la relative compétitivité de l’éolien terrestre affirmée par l’ADEME. Nous reviendrons sur ce point (cf. § 2.6.), non sans avoir souligné que le dernier  « prix de marché » connu, avait été estimé par la CRE [12]  à 68,6 €/MWh pour l’année 2008. Multiplié par 1,0313 (soit 1,4685), ce prix atteindrait 100,7 €/MWh,  effectivement proche des tarifs d’achat de l’éolien terrestre en 2021 (cf. annexe D-21)[21].

 

2.6. Une discriminatoire compensation de l’obligation d’achat

Indispensable rappel historique : qu’il s’agisse d’EDF ou de tout autre « opérateur historique » (DNN), l’obligation d’achat est inscrite dans la loi n°2000-108 du 10 février 2000 qui instaura la dérégulation du secteur de l’électricité. Pour les uns et les autres, les règles sont les mêmes, les tarifs d’achat, fixés par arrêtés ministériels, sont les mêmes, à une exception fondamentale près : en effet,  quel que soit le kWh acheté, la référence du coût évité diffère selon … l’acheteur ! Cette étrangeté résulte de la rédaction de l’article 5-I-a-1° de ladite loi, dont nous donnons le texte intégral en annexe B. Il importe de souligner :

- que ce texte a été modifié, suite à l’action efficace du lobby éolien, par l’article 118 de la loi de finances rectificative pour 2004, n°2004-1485 (cf. texte ajouté en bas de notre annexe B),

- mais que le législateur n’a pas cru devoir  _ ou pouvoir : c’eut été trop … voyant ! _ modifier aussi l’article 2 de la loi de février 2000 dont l’alinéa ci-après, et l’adjectif souligné, sont explicites et non ambigus : « Les producteurs, et notamment Electricité de France, contribuent à la réalisation de ces objectifs [objectifs définis par la PPI arrêtée par le ministre en charge de l'énergie]. Les charges qui en découlent, notamment celles résultant des articles 8 et 10, font l'objet d'une compensation intégrale dans les conditions prévues au I de l'article 5. »

 

De ce fait, en 2008, le montant du coût évité fut :

- pour EDF, de 68,6 €/MWh, établi sur la base d'un "prix de marché moyen pondéré" concocté par la CRE [13], sur la base de la bourse Powernext, comme si EDF n'avait pas d'autre solution pour s'approvisionner et comme si le marché européen existait vraiment, sans goulots d'étranglement aux frontières ...

 - pour un DNN (distributeur non nationalisé, comme dit la loi), de 29,6 €/MWh seulement. Pourquoi ? Ces anciennes régies, maintenues en 1946, s'approvisionnent soit par leurs propres moyens de production (souvent de l'hydraulique, comme à Briançon (05) ou Saverdun (09), mais aussi parfois une cogénération de chauffage urbain, comme à Grenoble), soit sur le marché, soit auprès d'EDF : dans ce dernier cas, très majoritaire (la plupart des 150 DNN ne sont pourvus d'aucun moyen propre, contrairement à Metz ou Grenoble, par exemple), la cession d’énergie par EDF se fait au "tarif de cession" fixé par l'Etat (article 4 de la loi de février 2000). Tarif très légèrement supérieur au coût de production d'EDF, il n'a été revalorisé qu’une seule fois, et de 8 % seulement, par l'arrêté du 12 août … 2008.

- pour SEI, la filiale d’EDF en charge du réseau électrique (et des services associés) des « zones non intercon-nectées » au réseau hexagonal (Corse et DOM, essentiellement), environ 30 €/MWh, ce qui correspond à la part « production » du tarif réglementé.

 

Résultat : là où, en 2008, un DNN obligé de prendre l'éolien local à 83,6 €/MWh fut compensé par la CSPE à hauteur de (83,6-29,6)=54 €/MWh, EDF fut indemnisée de (83,6-68,6)=15 €/MWh. De la sorte,  le DNN est « intégralement compensé »[22], comme le dit la Loi, alors qu’EDF y perd près de 39 €/MWh … Sans doute a-t-il été jugé préférable de dédier cette entourloupe à un seul opérateur, lequel est muselé par l’Etat actionnaire majoritaire.

Mais, derrière « la grande muette » EDF, ce sont des millions de consommateurs qui sont grugés.

 

3. Photovoltaïque

3.1. Citation intégrale  de l’ADEME [19]:

« Les coûts de production du photovoltaïque se situent aux environs de 30 c€/kWh. Ces coûts dé-pendent du type de technologie (investissement et rendement), du site (énergie produite) et du type d’application (centrales, toits …).

Afin de favoriser la rentabilité des projets, un tarif de rachat de l’électricité produite a été mis en place en 2001 et revalorisé en 2006. D’un montant de 30 c€/kWh (40 c€/kWh dans les DOM et en Corse), il est bonifié de 25 c€/kWh (15 c€/kWh dans les DOM et en Corse) pour les installations intégrées au bâti. Ce dispositif est complété, pour les particuliers, par un crédit d’impôt et une TVA à 5,5%. La bonification introduite par le tarif de rachat est répercutée sur la facture du consomma-teur d’électricité via la CSPE (contribution au service public de l’électricité). L’ADEME a simulé le coût pour le consommateur du développement du photovoltaïque à l’horizon 2020. Avec un tarif de rachat stable jusqu’en décembre 2011 puis décroissant de 7,5% par an, la contribution CSPE devrait s’élever à 1 273 millions d’euros, soit 7,95€ par an pour un foyer ne se chauffant pas à l’électricité et 40 € pour un foyer se chauffant à l’électricité ».

 

Nous noterons d’abord que le premier membre de phrase jauni fait écho à la promesse figurant dans le Dossier de Presse du MEEDDAT [20] (gras inclus) : « Afin de donner aux investisseurs une visibilité de long terme, il est d’ores et déjà annoncé que les tarifs seront maintenus à ces niveaux au moins jusqu’en 2012».

 

Procédant exactement de la même façon que pour l’éolien, notre simulation de la charge financière due, en 2021, à l’obligation d’achat de l’électricité photovoltaïque les mêmes étapes :

 

3.2. La modélisation du développement photovoltaïque (en MW installés et TWh produits) …

… suppose l’atteinte, fin 2020, de l’objectif du SER, entériné lors du « Grenelle de l’Environnement », à savoir 5,4 GW photovoltaïques. Pour ce qui est du rythme de mise en service, nous avons fait l’hypothèse suivante, à partir des quelque 20 MW installés fin 2007 : 60 MW/an de 2008 à 2015 (respectant ainsi l’objectif préalablement fixé par la PPI 2006-2015), puis 980 MW/an de 2016 à 2020.

Il est clair que ce scénario implique un changement de rythme brutal et tout sauf réaliste, au tournant de 2016. C’est pourquoi nous avons aussi envisagé un scénario baptisé « accéléré » : 120 MW en 2008, 240 MW en 2009, puis 500 MW/an de 2010 à 2020. Il est sans doute très optimiste mais son incidence sur le montant final d’achat obligé est, somme toute, assez faible, aboutissant à un montant inférieur (cf. annexe D-15) d’à peine 2 % par rapport au précédent (illustré par l’annexe D-13)[23].

En guise de fc moyen, nous retenons une valeur intermédiaire entre les valeurs communément admises de 1000 h/an au Nord et 1500 h/an au Sud de l’hexagone (et ceci, sans différencier métropole et DOM).

 

 

Puissance

Facteur de

Productible

 

installée

charge fc

annuel

 

en GW

en h/an

en TWh/an

Photovoltaïque

5,4

1 200

6,48

 

3.3. Tarifs d’achat

3.3.1. Le même principe d’indexation en deux temps décrit pour l’éolien (cf. § 2.3.) fut adopté pour le photovoltaïque, dont les tarifs d’achat étaient initialement régis par l’arrêté du 13 mars 2002, à deux détails  près :

- l’indice de révision L fut doté de facteurs d’indices 0,3 et 0,3 au lieu de 0,4 et 0,2. Nous n’en tenons pas compte (pour simplifier un peu l’exposé).

- la dégressivité fut fixée à -5 %/an.

 

Mais le texte réglementaire actuellement en vigueur est celui de l’arrêté du 10 juillet 2006 [8] (publié au Journal Officiel du 26 juillet 2006 en même temps que celui de l’éolien). Ce nouveau texte tripla presque la rémunération du kWh solaire, avec un « tarif avec l’intégration au bâti de 55 c€/kWh, un des plus avantageux d’Europe », selon le ministère-même [20]. De plus, la dégressivité fut purement et simplementannulée !

 

3.3.2. Le tarif initial du solaire raccordé au réseau est ainsi passé, de 2006 à 2009, de 550 à 601,76 €/MWh (passant par 571,87 €/MWh en 2008). Comme on le voit, avec une actualisation de 9,4% en 3 ans, soit près de 16 % en 5 ans), on est loin  du « tarif de rachat stable jusqu’en décembre 2011 » !

Les tarifs, dûment actualisés et révisés en 2021sont illustrés par l’annexe D-13, selon la double hypothèse d’un essor « progressif » du photovoltaïque[24] et d’une inflation supposée constante à 2 %/an. L’hypothèse  d’une « inflation ADEME » supposée constante à 3 %/an, c’est-à-dire  à parité avec celle du « prix de marché » (alias « coût évité » pour EDF !) donnerait les résultats exposés en annexe D-23. Annexes dont nous résumons les résultats,  pour les millésimes extrêmes, 2006 et 2020, de la façon suivante:

 

 

Rappel

Tarifs applicables sur l’année 2021

 

2006

inflation à 2 %/an

inflation à 3 %/an

selon l’ADEME

Photovoltaïque intégré au bâti

550,0

de 656,0 à 731,2

de 718,8 à 846,9

252,2

 

* sur la base de [19] : 550 €/MWh « stable jusqu’en décembre 2011 puis décroissant de 7,5% par an », donc réduit de plus de 54% en 2021 (car 0,92510 = 0,4586).

 

3.4. Calcul du surcoût officiel (« CSPE engendrée » par l’électricité solaire)en 2021

3.4.1.        Précision importante, le montant d’achat obligé dépend de la proportion de PV intégré au bâti ou non :

toutes les installations photovoltaïques ne se(ron)t pas intégrées au bâti (mais 80% le sont déjà …) et n’aura donc pas accès au tarif de 550 €2006 /MWh. L’annonce, par la « mesure n° 32 » de J-F. Borloo [20], d’un tarif in-termédiaire, à 450 €/MWh, valable « sur l’ensemble des bâtiments professionnels » d’une part, les tarifs (hors prime d’intégration) plus élevés en Corse et dans les DOM d’autre part nous ont fait retenir la valeur médiane de 500 €/MWh.

Les montants calculés en annexes D-13 et D-23 sont donc à pondérer par un facteur 10/11 (idem pour les anne-xes D-15,D-33,D-34 etD-35).

 

Montants d’achats obligés en 2021

CSPE calculée

 

inflation à 2 %/an

inflation à 3 %/an

par l’ADEME

Photovoltaïque intégré au bâti

4 644(ann. D-13)

5 182(ann. D-23)

1 273

Photovoltaïque

4 221(ann. D-13)

4 711(ann. D-23)

 

3.4.2.        Comme pour l’éolien (cf. § 2.4.2.), nous retiendrons les coûts évités de 38 et 43 €/MWh correspondant aux inflations moyennes de 2 ou 3 %/an, induisant les coûts globalement évités en 2021 ci-après :

 

 

Volume d’achat obligé

Inflation à 2%/an :

Coût évité = 38 €/MWh

Inflation à 3%/an :

Coût évité = 43 €/MWh

Photovoltaïque

6,48 TWh

246,2 M€2021

278,6 M€2021

 

Reste, pour en déduire les surcoûts annuels, ou CSPE engendrées par l’achat de l’électricité photovoltaïque,  à soustraire ces coûts évités des  factures d’achat obligé :

 

 

Inflation supposée à 2 %/an

Inflation supposée à 3 %/an

Calcul

 

Facture EDF

Coût évité

CSPE min.

Facture EDF

Coût évité

CSPE min.

ADEME

Photovoltaïque

4 221

246

3 975

4 711

279

4 432

1 273

 

Ainsi, aboutissons-nous à une facture annuelle au moins trois fois supérieure à celle calculée par l’ADEME.

 

3.5.            Pourquoi un tel écart ?

3.5.1.        Aucun indice n’infirmant cette impression, il est vraisemblable que l’hypothèse précédemment émise pour l’éolien, liée au choix éminemment politique d’un « prix de marché »  comme « coût évité », vaut également pour « le solaire photovoltaïque ». Mais, du fait d’un volume d’achat bien moindre (~6,5 au lieu de 58 TWh), son impact est environ 9 fois moindre en valeur absolue (6,5 * 40 €/MWh = ~260 M€). Et très faible en valeur relative car ce n’est plus le mécanisme de compensation qui explique l’essentiel de l’écart mais le montant exorbitant du tarif d’achat (presque 20 fois le coût de production de l’actuel parc nucléaire !).

 

3.5.2.        L’ADEME écrit que « la bonification introduite par le tarif de rachat est répercutée sur la facture du consommateur d’électricité via la CSPE », affirmation qui laisse entendre que seule la bonification (c’est-à-dire les « 25 c€/kWh (15 c€/kWh dans les DOM et en Corse) pour les installations intégrées au bâti ») entre dans le calcul de la CSPE, ce qui est tout simplement faux car les 30 c€/kWh des « coûts de production du photovoltaïque », même sans « bonification », dépassent déjà nettement les coûts et tarifs de l’électricité, fussent-ils non (encore) réglementés.

 

3.5.3.        L’ADEME mentionne les tarifs du photovoltaïque en s’en tenant aux  chiffres de 2006 qui ne sont plus d’actualité : son « guide pratique » mentionnait « le tarif de base 2008 » à 0,57187 €/kWh, valable pour « l’intégré au  bâti » (et il semble que, pour 2009, on en soit à 0,60176 €/kWh : cf. annexe C). Plus grave encore est l’affirmation d’un «tarif de rachat stable jusqu’en décembre 2011 puis décroissant de 7,5% par an », car elle ne correspond en rien aux dispositions réglementaires en vigueur

 

On le voit, les fondements des pronostics de l’ADEME gagneraient à être consolidés. En absence de précisions, il est évident que deux options déterminantes distordent les résultats :

1)      d’abord la référence de coût évité, option, pour environ 250 M€ ;

2)    ensuite, et surtout, cette spectaculaire baisse, annoncée mais non garantie, du tarif du kWh solaire, allégeant la facture de plus d’un milliard supplémentaire.

 

4.                 Les dessous du calcul de l’ADEME

Dans un document préfacé par Mme Chantal Jouanno, à l’époque présidente de l’ADEME, cet « établissement public » portait son « Regard sur le Grenelle » [17][25]. On doit regretter de n’en avoir pris connaissance qu’a posteriori tant ce regard est éclairant sur les méthodes de travail et plus particulièrement sur les hypothèses de calcul des surcoûts éolien et photovoltaïque en 2021 (et non 2020, en fait, car les derniers MW installés en 2020 ne produiront leurs premiers MWh que l’année suivante).

 

4.1.            Hypothèses concernant le surcoût éolien(page 22/45)

Quel objectif 2020 et quels seront les coûts de l’éolien à cet horizon pour la collectivité ?

L’ADEME a simulé la croissance de l’éolien terrestre et maritime jusqu’en 2020 suivant les objectifs re-tenus par le COMOP pour en estimer le coût pour la CSPE, c'est-à-dire les consommateurs d’électrici-té. Les hypothèses sont les suivantes :

- Prix de marché de l’électricité : 68 €/MWh en 2008, augmentation de 3 % par an jusqu’en 2015, 2 % par an de 2016 à 2030, 1 % par an ensuite. (Pour rappel, ce prix a triplé depuis 2001).

- Tarif éolien terrestre : le tarif actuellement en vigueur est de 82 €/MWh pendant 10 ans et son ni-veau est adapté pendant les 5 dernières années du contrat en fonction de la vitesse moyenne du vent constatée durant les dix premières années. Le tarif moyen (calculé sur les 15 ans du contrat EDF) est de 80 €/MWh en 2008 et décroît jusqu’à 72 €/MWh en 2020.

- Tarif éolien maritime : le tarif moyen est de 127 €/MWh sur les 15 ansde contrat en 2008 et décroît faiblement jusqu’à 124 €/MWh en 2020.

L’éolien terrestre engendrerait en 2020 une CSPE de 59 millions d’€ et l’éolien maritime une CSPE de 803 millions, soit un total de 862 millions d’€ pour l’éolien pour l’année 2020 […] »

 

On constate que ces hypothèses aboutissent bien aux « CSPE engendrées » mentionnées par le MEEDDAT [18], concordant avec celles encadrées au § 2.1. [26]

Mais certains points méritent d’être soulignés, brièvement :

-          Rien n’est dit des productibles annuels, tant sur terre qu’en mer, données pourtant essentielles.

-          68 €/MWh pour le prix de marché, soit ! Mais bénéficiant d’une augmentation de 3%/an. Questions : qu’est-ce qui justifie l’atténuation de cette inflation du prix de marché en 2016 ? Ne serait-ce pas pour éviter l’apparition d’une CSPE négative (le tarif d’achat devenant plus élevé que le « prix de marché ») ? Quant à l’après 2030, ne faut-il pas féliciter l’ADEME pour son don divinatoire ?!

-          Si « ce prix a triplé depuis 2001 », Enerpresse du 6 mai 2009 nous apprend qu’« entre avril 2008 et avril 2009, le prix de l’électricité en spot (le jour pour le lendemain) a chuté de plus de moitié », précisément de 70,35 à 34,57 €MWh !

-          82 €/MWh était le tarif de 2006 (et non 2008). L’ADEME suppute une forte hausse du prix de marché (plus de 94 €/MWh en 2021) mais ne dit rien de celle du tarif d’achat de l’éolien alors qu’il est indexé ! S’il n’en est pas tenu compte, une telle différence de traitement est indéfendable déontologique-ment. Accessoirement (en regard de ce qui précède), la notion de tarif moyen sur 15 ans n’est pas démontrée (en absence des données de production non diffusées par l’ADEME), la quasi-totalité des sites ne bénéficiant pas de 2400 h/an.

-          Mêmes observations sur le tarif offshore. De plus, au cas où l’ADEME ne le saurait pas, rappelons que le contrat offshore vaut pour 20 ans, et non 15 ans !

 

Ainsi, la justification de la compétitivité éolienne repose exclusivement sur l’explosion du très contestable « prix de marché » de l’électricité et son application discriminatoire à la compensation de la seule EDF !

 

4.2.            Hypothèses concernant le surcoût photovoltaïque(page 24/45)

Le COMOP 10 a proposé un objectif de 5 400 MW installés en 2020, quantitativement suffisant pour accompagner un développement industriel à un coût jugé acceptable pour le consommateur d’électri-cité sous réserve que la technologie confirme ses baisses de coût prévues.

Comme pour l’éolien, l’ADEME a simulé ce scénario pour en estimer les coûts CSPE à répercuter sur le consommateur. Les hypothèses concernant le prix de marché de l’électricité sont les mêmes que pour l’éolien et celles concernant le tarif d’achat de l’électricité photovoltaïque sont les suivantes :

- Tarif PV moyen = 470 €/MWh en 2008 (60 % à 550 €/MWh, 20 % à 400 €/MWh et 20 % à 300 €/MWh), stable jusqu’au 31/12/2011, ensuite décroissance de 7,5 % par an. La contribution CSPE serait en 2020 de 1 273 millions d’€[…] ».

 

Là aussi, absolue concordance de ces hypothèses avec celles du dossier [19] précédemment examiné au § 3.1.

Les mêmes remarques que celles formulées pour l’éolien valent encore ici (notamment sur le « prix de marché » en hausse continue). De plus :

-          Rien n’est dit du productible annuel (nous avons pris 1200 h/an, combien retient l’ADEME ?).

-          470 €/MWh est présenté comme le tarif moyen de 2008 (alors que c’est celui de 2006). L’ADEME suppute une forte hausse du prix de marché mais ne dit rien de celle du tarif d’achat du PV alors qu’il est indexé (plus de 600 € en 2009) !

-          De plus, le ratio 470/550 n’est pas justifié : 80% des réalisations de 2008 le furent en intégré au bâti ;  et l’essentiel du PV des DOM en relève aussi et, de plus, le MEEDDAT envisage de relever le reste (~ « professionnel ») de 300 à 450 €/MWh, soit +50 % !

-          Rien à ajouter au sujet de la prétendue stabilité du tarif jusqu’à la veille de 2012, alors que lesdits tarifs sont actualisés (sans terme fixe) et révisés (donc protégés de l’inflation à 60 %) !

-          Quant à la décroissance de 7,5 %/an, nous avons vu combien elle est essentielle pour « épargner » 800 M€2008 de CSPE en 2021 (comme il ressort de la comparaison des annexes D-34 et D-33), voire 1,2 mil-liard d’€2008 (dans un scénario d’essor plus progressif).

Un petit retour d’expérience s’impose [25] : contrairement aux prévisions quasi-unanimes, les coûts d’investissement _ composante essentielle du coût du kWh _ de l’éolien cessèrent de décroître dès la mise en œuvre de l’obligation d’achat, en juin 2001. Pire : on observe une hausse de l’investissement unitaire de 854 €/kW en 2001 à 1806 €/kW en 2009 : soit, en 8 ans,  une augmentation de 115%. Et, en euros courants, une hausse de 79%, synonyme d’une hausse moyenne de … 7,5 %/an.

Ainsi, l’ADEME annonce une décroissance des coûts du photovoltaïque à moyen terme (-7,5 %/an) symétrique de l’inflation observée depuis 8 ans dans l’éolien (+7,5 %/an).

 

5. Perspectives

« Quel dispositif incitatif optimal : tarif d’achat, certificats verts, appels d’offres ? », c’est ainsi que l’ADEME s’interroge (cf. p. 24/45 du même document [17]). La réponse fuse : « Le système des tarifs d’achat garantis a prouvé au Danemark, en Allemagne et en Espagne son efficacité en termes de développement quantitatif de filières technologiquement en émergence comme la plupart des filières énergies renouvelables […] ». Et, pour une fois, nous sommes tout à fait d’accord avec cette analyse, considérant que l’inévitable effet d’aubaine dé-pend du niveau des tarifs garantis. Or, contrairement  à ce qui est souvent affirmé par les membres du SER, les tarifs d’obligation d’achat pratiqués en France sont parmi les plus avantageux au monde, qu’il s’agisse de l’éolien (du fait, notamment de son indexation : cf. § 5.2.2.) ou du photovoltaïque[27].

L’inflexion donnée à leurs programmes de soutien par les Danois (qui, depuis janvier 2004, ne subventionnent plus leur éolien et … n’érigent plus d’éoliennes chez eux) et les Espagnols (qui viennent de réduire drasti-quement leurs tarifs d’achat photovoltaïque) devrait amener nos décideurs à méditer leur expérience.

 

5.1.            L’incitation à l’éolien peut-elle déboucher sur une filière intrinsèquement compétitive ?

L’éolien a incontestablement atteint sa maturité technologique (tout au moins sur terre), la capacité opéra-tionnelle dans le monde dépassant aujourd’hui les 130 GW (plus de deux fois le parc nucléaire français, près du tiers du parc nucléaire mondial). Qu’en est-il au plan économique ?

Normalement, du fait de l’expérience technique et industrielle engrangée depuis plus de 2 décennies, au Da-nemark et en Allemagne notamment, l’« apprentissage » (caractérisé par les fameuses « learning curves ») aurait dû se traduire par une baisse des coûts de construction-installation des aérogénérateurs. Or, de notre étude [25], corroborant une incontestable référence [15], il ressort que l’investissement unitaire éolien, après avoir décru régulièrement le siècle dernier, est passé par un minimum en 2001 (854 €/kW) et a quasiment doublé depuis lors, aujourd’hui au-dessus de 1500 €/kW installé à terre (plus du double en offshore, encore balbutiant). Comme ce poste constitue l’essentiel du coût de revient de l’éolien sans combustible, comme se plaisent à le répéter les « éolistes », et avec très peu de maintenance, du moins à terre), il est clair que la filière a fait la preuve de sa non-compétitivité, du moins de ce côté-ci du Rhin et des Pyrénées.

 

5.2.            Peut-on croire à une baisse des tarifs d’achat du photovoltaïque ?

 

altLe MWh photovoltaïque intégré au bâti ayant été entériné à 571,87 € en 2008, il devrait, selon l’ADEME, baisser dès 2012 pour atteindre 262 € en 2021 : hypo-thèse qui conduirait, à elle seule, à réduire la facture d’achat des 6,48 TWh photovoltaïques, disponibles dès 2021, de (572 - 262) x 6,48  soit 2 G€2008 (mais ceci ne constitue pas un calcul rigoureux, ne serait-ce que du fait de la révision de tarif, chaque année, des contrats signés avant 2012).

Quel crédit accorder à cette prédiction de l’ADEME ? Faute du moindre commentaire, a fortiori d’un début de justification, la question se résume à : « quelle confiance faire à l’ADEME ? », agence dont le vigoureux parti pris pour le développement des électricités vertes n’est plus à démontrer. A cette question essentielle, nous n’apporterons que des bribes de réponse dictées par l’histoire récente de l’obligation d’achat, précisément.

 

5.2.1.       Petit retour sur l’ADEME et Eole

En 1996, fut lancé le programme « Eole 2005 », fondé sur des appels d’offres.

En 2000 :apparemment, l’ADEME n’en fut pas satisfaite puisque, selon [1], « une proposition d’adaptation de ce système[28]  par l’ADEME fut mise au point dès mi-juin 2000 […]et validée [par le]groupe de travail « tarifs éoliens » établi par la DIGEC fin août 2000 et rassemblant les différentes parties prenantes : administrations, professionnels (représentés par  le Syndicat des Energies Renouvelables et l’association « France Energie Eolienne »), EDF et l’ADEME ». Cette proposition était censée introduire « la modulation des tarifs en fonction de la productivité potentielle des installations (nécessaire pour éviter des rentes de situation sur les très bons sites et pour permettre d’ouvrir les possibilités d’investissements éoliens sur un plus grand nombre de régions en France ». Elle donna lieu au premier arrêté tarifaire du 8 juin 2001, qu’on a coutume d’appeler « arrêté Cochet », bien qu’il n’en porte pas la signature.

Dès juillet 2001, l’ADEME fourbit ses armes pour mettre en cause une disposition de cet arrêté portant abatte-ment, d’environ 8 à 12 %, des tarifs qui s’appliqueraient aux installations après qu’ait été atteint le seuil des premiers 1500 MW installés, se lançant, grâce à une « analyse fondée sur le critère d’enrichissement en capital (TEC) »,dans une étude « de la productivité des installations [portant] sur les projets dont les demandes de contrats sont faites respectivement avant et après que la somme des contrats signés atteigne 1500 MW (ce qui pourrait être obtenu dès 2003).Les différences de rentabilité avant et après ce seuil sont très importantes et plaident pour un suivi fin et des adaptations éventuelles de ce système de tarification au vu des résultats réels qu’il aura engendré [sic] lors de ses deux premières années d’application ».

 

Illustration de l’essor éolien français (selon le MEEDDAT [29])

 

Fin 2002[2], le même auteur donne libre cours à son optimisme, pronostiquant « qu’en seulement une géné-ration, le coût du kWh éolien à terre sera pratiquement divisé par un facteur trois », sachant que « la baisse des CDR [coûts de référence]à l’horizon 2007 est de 18% par rapport aux CDR 2001 ». C’est plutôt mal parti puisque, de 2001 _ date du 1er arrêté tarifaire _ à 2008, le coût du kW installé à terre a crû d’environ 7,5 %/an, en euros constants !alt

 

 

En septembre 2003, B. Chabot explique aux Allemands « pourquoi et comment investir dans l’énergie éolienne en France » [3]. Il revient sur le « problème de la baisse des tarifs après 1,5 GW de contrats : quand ? » (police originelle : manifestement, « That was the question ! »), qu’il ne voit plus venir avant 2005. Et il conclut que « les investisseurs et développeurs de projets étrangers sont les bienvenus, en particulier s’ils mettent en œuvre des partenariats locaux et des activités économiques conjointes »[30].

Début 2004, l’ADEME estime [5] que « si l’on reporte avec 10 ans de décalage les courbes de développement de l’éolien en Allemagne et en France, on […] pourrait penser que la France est donc sur le même « sentier vertueux »  de développement de l’éolien » …

En juin 2004, le SER, l’ADEME et 11 entreprises[31] sortent une superbe plaquette qui constitue pratiquement le cahier de revendications du milieu professionnel. Nous avons montré [9], par le détail, combien ledit lobby avait obtenu satisfaction de toutes ses demandes :

-          D’abord l’arrêté du 23 décembre 2004, augmentant d’un an le délai de réalisation d’un projet.

-          Puis l’adoption, le 30 décembre 2004, de l’amendement permettant de prendre le « prix du marché » comme référence du « coût évité » : c’est ainsi que la référence est maintenant la bourse « Powernext », bien que la quasi-totalité des consommations françaises soit aux tarifs réglementés.

-          Ensuite, l’abolition du plafond de 12 MW assortie de la mise en place des « zones de développement éolien » (ZDE), ceci pour ne pas brider la taille des projets (loi « POPE » n° 2005-781 du 13 juillet 2005).

-          Enfin, et surtout, le nouvel arrêté tarifaire du 10 juillet 2006 [8] qui, notamment :

o  abaisse la dégressivité, passée de 3,3 %/an à – 2 %/an ;

o  double la durée de référence, portée à 10 ans, pendant laquelle l’exploitant bénéficie du tarif maximal ;

o  hausse chacune des césures d’interpolation pour le tarif de seconde partie de contrat (années 11 à 15), de sorte que, peu ou prou, tous les sites bénéficieront du tarif maximal ;

o  bien sûr, supprime la décote au-delà du 1500ème MW installé [9] !

o  et, enfin, crée un barème fort avantageux pour l’offshore.

Nous avions pu estimer le bénéfice de ces nouvelles mesures à quelque 30% par rapport aux « rentes indues » issues des tarifs Cochet (et de l’appel d’offres offshore).

A noter enfin que,en mars 2006, l’ADEME a suspendu, sous prétexte de restructuration informatique,  la paru-tion d’informations relatives aux « résultats réels […]engendrés » (programme ToTEM), sur son site www.suivi-eolien.com ; désormais, il n’est plus possible d’avoir la moindre information de production du parc éolien. Comme par hasard, ce dernier était juste en train de passer le cap des 1500 MW installés quand l’ADEME est revenue sur ses engagements initiaux : pour plus de détails, cf. [1] et l’annexe 13  de  notre étude [9] !

 

Au rappel de cet enchaînement chronologique, n’est-il pas difficile d’imaginer que l’ADEME puisse maintenant freiner une dynamique aussi favorable aux intérêts du lobby éolien ?

 

5.2.2.       La coordination franco-allemande est plus que jamais à l’ordre du jour

Nous avons vu [1] que l’ADEME avait puisé son inspiration auprès de nos voisins allemands. On sait par ailleurs que la quasi-totalité des machines sont importées du Danemark, de l’Espagne et, de plus en plus, d’Allemagne. Mais la coopération ne s’arrête pas là [12]. Alors que, « en Allemagne, la loi de promotion des énergies renouvelables (ou loi EEG) [faisait]l'objet d’un réexamen en vue de son amendement, […]les acteurs allemands s'intéress[èr]ent plus que jamais aux autres expériences nationales ». Tant et si bien qu’« un bureau franco-allemand de coordination pour l'éolien a été mis en place le 1er novembre 2006 afin d'initier la coopération entre les entreprises allemandes et françaises du secteur de l'éolien […]. Il est le fruit d'une intense coopération entre le Ministère allemand de l'environnement, le Ministère français délégué à l'industrie, l'association allemande pour l'énergie éolienne (BWE, Bundesverband WindEnergie), le Syndicat des Energies Renouvelables (SER) et un grand nombre de sociétés de la filière éolienne. »

Bien qu’une antenne ait été accueillie à Paris (il avait été envisagé que ce soit dans les locaux de … l’ADEME), ce « BdC » paraît piloté d’outre-Rhin tant « le bureau est composé d'une trentaine de membres dont 11 Allemands, 6 Français et 9 représentants de filiales françaises de groupes allemands ou étrangers […] ».

 

Au cours des échanges _ qui ne se limitèrent pas à des questions techniques comme « l’intégration au réseau » (la panne du 4 novembre 2006 a manifestement laissé des traces) ou la prise en compte des chiroptères _, les questions de prix ont été évoquées et l’on n’est pas étonné d’y relever de judicieux conseils : « Dans le cadre du salon international de l'éolien HUSUMwind, le BdC a organisé le 20 septembre 2007, avec le soutien de l'agence allemande de l'énergie (DENA), une conférence sur le thème "Variation des prix des matières premières et du coût du travail – Répercussions sur les constructeurs et les exploitants d'éoliennes". Les systèmes français et allemand de promotion des énergies renouvelables y ont été comparés et […] une ren-contre préliminaire à cette conférence a eu lieu le 4 septembre 2007 au ministère fédéral de l'Environnement (BMU). Bernard Chabot [expert-senior de l’ADEME] y a expliqué pourquoi il est, selon lui, nécessaire de protéger l'éolien contre les effets de l'inflation ». Il fut même très explicite[32] : « ‘’Les tarifs français de rachat de l'électricité d'origine éolienne bénéficient d'une protection contre l'inflation d'environ 60%. L'éolien allemand en revanche n'est pas du tout protégé contre l'inflation[…]. Peut-être devrait-on en Allemagne réfléchir à une indexation des tarifs éoliens sur les prix du cuivre, du fer, des éoliennes...’’, suggère M. Chabot ». Indexer l’éolien sur le prix des … éoliennes, en voilà une riche idée inflationniste, que le syndicaliste le plus borné n’aurait jamais osé émettre pour l’indexation des salaires !

 

Sans aller jusqu’à un tel non-sens économique, le message fut bien reçu puisque l’amendement EEG est entré en vigueur au 1er janvier 2009 et s’est traduit par une revalorisation substantielle, comme l’illustre partiellement le tableau ci-après :

 

Tarif terrestre (€/MWh)

2001

2006

2007

2008*

2009

2010

2015

2020

Loi "EEG"        telle qu’avant 2008

92,5

83,6

81,9

80,3

78,7

77,1

69,7

63,0

après 2008

       

92,0

91,1

86,6

82,4

soit, en %

       

17,0

18,2

24,3

30,8

Cas du "repowering"

       

97,0

96,1

91,6

87,4

soit, en %

       

23,3

24,6

31,5

38,7

 

En 2009, le tarif terrestre allemand se retrouve ainsi ~10% au-dessus de son homologue français. De plus, le cours des matières premières (acier, cuivre, béton, etc.) a beaucoup augmenté, renchérissant forcément les investissements, même si l’appel d’air de politiques incitatives n’y est pas pour rien. Le SER sera tenté d’utiliser ces arguments pour réclamer une de ces « adaptations éventuelles [du]système de tarification » qu’appelait de ses vœux l’ADEME [1], arguant de l’exemple allemand[33] une fois encore ! Et on ne voit pas bien comment nos décideurs, qui ont cédé sur toute la ligne aux réclamations des « éolistes » (mais aussi des « voltaïstes » [11]), pourraient, pour une fois, leur résister.

 

5.3.            Toutes dernières nouvelles

5.3.1.        Le CLER applaudit à la baisse du surcoût de l’électricité renouvelable

La CRE venant de publier sa proposition [22] de CSPE pour l’année 2009 _ document que nous n’avons pas eu le temps d’analyser en détail _, le CLER y a instantanément réagi [23],  y trouvant « confirm[ation de] la nette amélioration de la compétitivité de l’électricité renouvelable. Le CLER se réjouit de ces informations et appelle la CRE à les publier explicitement », se gardant bien de préciser que l’enfoncement de l’iceberg est dû à la hausse considérable (+ 13,4 %) du « prix de marché moyen pondéré », passé de 68,6 €/MWh en 2008 à 77,8 €/MWh en 2009 soit 6 à 7 € de moins que l’actuel tarif d’achat de l’éolien terrestre.

Ce n’est pas tant le coût de l’éolien qui baisse que celui du MWh produit outre-Rhin, essentiellement à base de combustibles fossiles, qui grimpe.Et le CLER ignore (ou feint d’ignorer) que « le surcoût supporté par l’acheteur (EDF ou les entreprises locales de distribution), c’est-à-dire la différence entre le coût de l’électricité sur le marché et le tarif auquel l’électricité renouvelable est achetée », ce surcoût n’est pas le même pour EDF que pour les ex-régies de Strasbourg, de la Vienne et des Deux-Sèvres, de Metz ou Grenoble (pour nous en tenir aux plus gros DNN) …

Le 17 novembre 2006, à l’issue d’un « grand débat de Radio-BFM » animé par Vincent Giret, J-Yves Grandidier (vice-président du SER et successeur de Jean-Michel Germa à la tête de « France Energie Eolienne ») avait émis l’idée que, « si le coût de l’électricité enregistrait une augmentation modique de 4 % par an, l’éolien constitue-rait, dès 2026, une rente pour le pays ». Déclaration assimilable à une profession de foi (mise à rude épreuve par les soubresauts boursiers des derniers mois) !

 

5.3.2.        Et c’est maintenant EDF-Energies Nouvelles qui s’y met !

Soit ! Mais qu’en sera-t-il d’une possible baisse du photovoltaïque ?

La réponse est donnée, à la rubrique « Green business » (sic !) de « La Tribune » du 10 février 2009, par  le successeur d’André Antolini[34] à la direction d’EDF-EN, David Corchia, pour qui « il faut augmenter le prix de rachat de l’électricité photovoltaïque ».

Certes, Mr Corchia centre son discours sur les « fermes solaires au sol », de taille industrielle, passant sous silence le fait que J-L. Borloo a déjà fait part de son intention de créer un tarif spécifique pour les toitures industrielles ou commerciales, susceptibles d’accueillir des panneaux solaires (parlant de 450 €/MWh, à rapprocher sans doute des tarifs fixés en juillet 2006).

Il n’empêche, on ne peut se retenir de penser que certains en veulent, comme disait F. de Closets, « toujours plus ! » et les exemples pullulent de promoteurs attirés par l’aubaine, comme CN2i (Centrale Nationale en Investissement Immobilier) dont la publicité propose : « Vendez à EDF votre production personnelle d'électricité issue de la"Toiture Industrielle" par un contrat entre EDF et vous sur 20 ans à 0,60176  €/kWh ».  Encore faut-il pour cela une bonne « vache à lait », EDF[35], et des consommateurs tenus dans l’ignorance des enjeux !

 

On peut donc douter fortement d’une baisse des tarifs d’achat du photovoltaïque qui, contrairement aux écrits de l’ADEME, vont continuer à croître, du moins jusqu’à fin 2011 du seul fait de la Loi. Au-delà, l’annonce de baisses annuelles de 7,5 %, n’engage pas plus l’ADEME que l’annonce d’une baisse de 18% de l’éolien terrestre de 2001 à 2007 n’engageait son auteur, B. Chabot [2] !

 

5.3.3.        Et le SER réclame déjà une revalorisation des tarifs de l’éolien offshore !

Pour mémoire, le projet de Veulettes-sur-Mer, seul chantier français en cours, fait suite à un appel d’offres lancé par la CRE à la demande du ministère de l’industrie : celui-ci, dans un communiqué de François Loos le 14 septembre 2005, indiqua que l’énergie produite serait enlevée par ENERTRAG à un tarif garanti voisin de 100 €/MWh (mais aucune précision supplémentaire n’a été donnée).

Philippe Gouverneur, responsable dudit projet offshore et président de la commission « Energies Marines » du SER, a profité du forum organisé à Lorient le 12 mai 2009 par le CESR de Bretagne pour demander que le tarif d’achat du MWh maritime soit porté à 200 €, arguant des 150 € obtenus par l’industrie allemande lors de la révision de la loi EEG (cf. § 5.2.2.).  

Comme on le voit, la course aux hauts tarifs est lancée, et n’est pas près de s’arrêter.

 

6.                Conclusion

6.1.La faiblesse des valeurs de CSPEliée aux nouveaux équipements en 2020, telles que calculées par l’ADEME, tient à trois facteurs essentiels :

·         La référence au prix de marché de l’électricité pour le calcul de la CSPE et non au contexte de prix de vente régulé de l’électricité (lequel représente plus de 80 % des ventes d’EDF).

·         L’augmentation de 3 % par an de ce prix de marché de l’électricité (soit plus de 100 €/MWh en 2020) tout en supposant stables, voire décroissants les tarifs d’achat, ce qui rend l’éolien terrestre compétitif et annule pratiquement la CSPE correspondante.

·         La baisse de 7,5 % par an à partir de 2012 du tarif d’achat de l’électricité photovoltaïque, ce qui le ramènerait autour de 250 €/MWh en 2020.

 

6.2. Il commence à se savoir que l’électricité achetée par EDF aux producteurs éoliens lui revient environ 3 fois plus cher que si elle la produisait elle-même, dans ses propres centrales. Le bénéfice en revient exclusive-ment aux constructeurs étrangers d’une part, aux promoteurs investissant en France pour profiter des avanta-geux tarifs d’obligation d’achat d’autre part. Cette politique a fait faillite, le SER lui-même convenant mainte-nant qu’elle n’a pas débouché sur la création d’une filière industrielle française, malgré l’envolée des program-mes [25].

 

6.3. On sait moins que la politique développée pour le solaire est encore plus coûteuse : au tarif très élevé de 0,6 €/kWh (environ 15 fois supérieur au prix de gros de l’énergie produite par EDF), sans équivalent ailleurs, s’ajoutent subventions diverses et, surtout, extravagantes incitations fiscales :

-          Jusqu’à 50 % de crédit d’impôt sur la fourniture des matériels (panneaux solaires et onduleurs) ;

-          TVA à 5,5 % ;

-          Non-imposition au titre de revenu des personnes physiques, pour toute installation inférieure à 3 kW (pouvant procurer 2000 € de revenu supplémentaire).

 

Quels fruits escompter d’une politique aussi aventureuse, forcément financée par la collectivité ? L’aubaine est manifeste et profite aux collectivités locales, aux particuliers (les mieux informés et capables d’immobiliser quelques dizaines de milliers d’euros), aux innombrables aigrefins qui se proposent comme intermédiaires et aux producteurs dont les carnets de commande se remplissent. L’impact sur la recherche est infime. En sortira-t-il une baisse substantielle des coûts de revient ? L’avenir le dira …

D’ores et déjà on relève que les Espagnols, qui en ont fait les frais, revoient à la baisse leurs tarifs d’achat, semant le désarroi dans une chaîne industrielle (et pas qu’en Espagne) boostée par cette « bulle voltaïque ».

 

6.4.  La démarche de l’ADEME pour faire passer cette politique, actée par le « Grenelle », procède :

-         d’une part de la mystification inhérente au mécanisme, strictement légal mais discriminatoire, de com-pensation de l’obligation d’achat, aux dépens de la seule EDF,

-         d’autre part d’une prédiction (on pourrait oser le mot « prophétie ») de baisse substantielle (mais tar-dive : qui donc, en 2012, se souviendra de la promesse faite 4 ans plus tôt ?) du tarif d’achat de l’élec-tricité photovoltaïque.

Ces deux points sont au cœur de la manipulation qui floue, à leur insu, l’immense majorité des consommateurs mais permet à ses bénéficiaires de faire taire les seules critiques qui pourraient leur faire mal, sur le terrain économique de l’intérêt collectif.

 

A titre d’illustration finale de ces grosses ficelles, nous en donnons une petite évaluation, peu contestable :

 

-          Sur la compensation d’achat de chaque kWh « vertueux », EDF perd, on l’a vu (§ 3.3.), de l’ordre de 3,9 c€ alors que tout autre DNN y gagne quelque chose, parfois beaucoup. Cette perte, injustifiable, s’appliquera aux 64,5 TWh (n’incluant pas la cogénération et les autres énergies renouvelables : hydraulique, biomasse, etc. bénéficiaires de la même obligation d’achat) disponibles fin 2020. Montant : 2,515 Mds€par an.

 

-          Puis l’ADEME nous explique (cf. § 3.1.) que « les coûts de production du photovoltaïque se situent aux environs de 30 c€/kWh »  et que, « afin de favoriser la rentabilité des projets, un tarif de rachat de l’électricité » a intégré une bonification d’un montant, en métropole, de 25 c€/kWh. Ceci signifie que la plus-value, c’est-à-dire le surcoût (exception faite des coûts d’investissement en moyens de production palliatifs, etc.) est de 250 €/MWh. Portant sur 6,5 TWh produits en 2021, la facture ne peut être inférieure à 1,625 Mds€par an. Dans sa lettre de mai/juin 2009 [24], la CRE ne cache pas sa réprobation quant à cette « prime d’intégration au bâti ». Elle va jusqu’à pronostiquer que « l’objectif de 5400 MW installés […] pourrait occasionner des charges à hauteur de 2,25 Mds€, peu sensibles à la variation des prix de marché de l’électricité tant l’écart avec le tarif d’achat est important »[36].

 

On tient là quelques éléments d’explication des fortes distorsions entre notre analyse (cartes sur table) et celle de l’ADEME, qui tend à escamoter de 4 à 5 Mds€ de 2008 pour l’achat de 65 TWh par an[37]. C’est une perte pour EDF qui rejaillira fatalement sur les ménages, à hauteur d’environ 250 €TTC/an, soit, au bas mot, une majoration de 50 % de la facture annuelle On peut comprendre que l’ADEME ne souhaite pas afficher de tels chiffres.

 

6.5. Il est vraiment urgent que le débat sur le développement des énergies renouvelables sorte du cercle étroit des affairistes verts, des zélotes dogmatiques, des écologistes crédules et des politiciens opportunistes, pour peser objectivement toutes les options énergétiques envisageables, sans exclusive a priori.

 

 

°°°°°°

 

Annexes :

-          Acronymes utilisés : page suivante.

-          Annexe A : Références

-          Annexe B : Article 5 de la loi n°2000-108 sur le calcul de la compensation de l’obligation d’achat.

-          Annexe C : Indexation des tarifs d’achat.

-          Annexe D : Calculs détaillés des montants d’« achat obligé » d’électricité éolienne et solaire :

.1.                Méthodologie et synthèse des résultats

.2.                Et si l’ADEME avait raisonné à euros constants ?


Acronymes utilisés

 

 

ADEME

Agence De l’Environnement et de la Maitrise de l’Energie

Successeur de l’AFME

CLER

Comité de Liaison des Energies Renouvelables

 

CRE

Commission de Régulation de l’Energie

Ex- « … de l’Electricité » (cf. loi 2000-108)

CSPE

Charges de Service Public d’Electricité

Cf. [11]

DNN

Distributeur(s) Non Nationalisé(s), aussi appelée « Entreprise€ Locale(s) de Distribution (ELD) »

… en 1946 (cf. loi n° 2000-108) : il y en a environ 150, grosses ou minuscules

EDF

Électricité de France

Principal opérateur historique, fruit de la nationalisation de 1946 (cf. loi 46-628)

EDF-EN

EDF-Energies Nouvelles

Filiale (50%, avec la Société Internationale d’Investissements Financiers (SIIF))

fC

Facteur de charge

Energie produite (par an) / Puissance nominale (ou de crête), en heures

 

ICHTTS1

 

Indice du Coût Horaire du Travail (Tous Salariés) dans les industries mécaniques et électriques

« Valeurs connues » aux 26/7/2006, 1er janvier de l'année de la demande(pour l’indice K) et au 1er novembre (indice L)

IED

Institut Energie et Développement

12-16 rue de Vincennes, 93512 Montreuil

JORF

Journal Officiel de la République Française

Publie lois, décrets, arrêtés (et avis CRE)

MEDAD

Ministère de l’Écologie, du Développement et de l’Aménagement durables

Ancêtre du MEEDDAT (Ministres : Y. Cochet, S. Lepeltier, N. Olin, …)

MEEDDAT

Ministère de l’Écologie, de l’Energie, du Développement Durableet de l’Aménagement du Territoire

Ministres : J-L. Borloo et N. Kosciuszko-Morizet (remplacée par Ch. Jouanno)

PPEI

Indice des Prix à la Production de l'Industrie et des services aux entreprises

Cf. commentaires sur ICHTTS1

PPI

Programmation Pluriannuelle des Investissements de production d’électricité

Cf. loi n° 2000-108 (article 6)

RTE

Réseau de Transport d’Electricité

Filiale, à 100 %, d’EDF (cf. loi 2000-108)

SEI

Systèmes Electriques Insulaires

Filiale, à 100 %, d’EDF (cf. loi 2000-108)

SER

Syndicat des Energies Renouvelables

Syndicat des acteurs du secteur

 

TURPE

Tarif d’Utilisation des Réseaux Publics de transport et de distribution d’Électricité

Tarifs fixés, comme ceux « de cession » ou « d’obligation d’achat », sur proposition de la CRE, par le Gouvernement

                  


Références                                                    AnnexeA

[…]

Auteur

Titre

Source

Date

[1]

B. Chabot

(ADEME)

La nouvelle tarification de l’énergie éolienne : genèse, description et première analyse

« Revue de l’Energie » n°528

Juillet-août

2001

[2]

B. Chabot

(ADEME)

Premières conclusions tirées de l’analyse économiques des projets éoliens à terre et en mer

CLAROM : Séminaire « Eoliennes offshore »

21/11/2002

[3]

B. Chabot

(ADEME)

Pourquoi et comment investir dans l’énergie éolienne en France

Slides pour « HUSUMwind 2003 » (Deutschland)

26/09/2003

[4]

ADEME

& CLER

Un projet d’éoliennes sur votre territoire ? Vade-Mecum à l’intention des élus et des associations

www.ademe.fr

Novembre

2003

[5]

B. Chabot

(ADEME)

Bilan et perspective du développement de l’énergie éolienne en France en 2003

www.suivi-eolien.com

Février 2004

 

[6]

SER

&

ADEME

Donner un nouveau souffle à l’éolien terrestre. Développement de l’éolien terrestre en France (réalisée par The Boston Consulting Group)

www.enr.fr

 

www.ademe.fr

 

Juin 2004

 

[7]

F. Loos

& Th. Breton

Arrêté fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent […]

JORF du 26/07/2008

Texte 20/150

 

10/07/2006

 

[8]

F. Loos

&

Th. Breton

Arrêté fixant les conditions d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie radiative du soleil […]

JORF du 26/07/2008

Texte 21/150

 

10/07/2006

[9]

F. Poizat

« Face au vent» : si nous faisions le bilan économique de l’éolien industriel ?

www.sauvonsleclimat.org

12/2006

[10]

RTE

Bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France  (cf. annexe 3)

www.rte.fr

Edition 2007

[11]

G. Blonde

& F. Poizat

Le mécanisme de contribution aux Charges de Service Public d’Electricité

I.E.D. Montreuil

www.sauvonsleclimat.org

Novembre

2007

[12]

Ambassade de France

à Berlin

Etat de l'éolien en France et en Allemagne. Il s’agit d’un compte-rendu, établi par le Conseiller pour la Science et la Technologie.

http://www.bulletins-electroniques.com/rapports/2007/smm07_082.htm

 

22/11/2007

[13]

CRE

Communication[…] relative aux charges de service public de l’électricité et à la contribution unitaire pour 2008

 

www.cre.fr

 

23/01/2008

[14]

MEDAD

& ADEME

Note d’information. L’éolien contribue à la diminution des émissions de CO2

www.ademe.fr

15/02/2008

[15]

M. Jenne

Comparing Payment Regulations and Profitability in Germany and France

DEWI Magazin N° 32

Février 2008

[16]

F. Poizat

Drôle d’arithmétique :92 M€ / 64 millions de Français = 0,6 €/an/ménage ! Combien vous coûte-(ro)nt les éoliennes (et les capteurs solaires) ?

www.sauvonsleclimat.org

 

www.ecolo.org

Avril 2008

[17]

ADEME

Regard sur le Grenelle

Cf. note n° 25 en bas de page 11

Sept. 2008

[18]

ADEME

Energie : changeons d’ère !

Le développement de l’éolien

www.ademe.fr

Repris par Enerzine.com

14/11/2008

26/11/2008

[19]

ADEME

Energie : changeons d’ère !

Le solaire photovoltaïque

www.ademe.fr

Repris par Enerzine.com

14/11/2008

27/11/2008

[20]

MEEDDAT

Dossier de presse

www.developpement-durable.gouv.fr

17/11/2008

[21]

MEEDDAT

Annexe du Dossier de presse

[22]

CRE

Communication[…] relative aux charges de service public de l’électricité et à la contribution unitaire pour 2009

www.cre.fr

11/02/2009

[23]

CLER

L’électricité renouvelable reconnue plus compétitive que jamais

Communiqué de presse

Repris par Enerzine.com

19/02/2009

20/02/2009

[24]

CRE

La filière photovoltaïque en France

« Décryptages n°15 »

Mai/Juin 2009

[25]

F. Poizat

L’apprentissage [éolien]de la subvention durable

www.sauvonsleclimat.org

30/06/ 2009

 

Annexe B

 

Extrait de la Loi n°2000-108 du 10 février 2000, relatif au calcul de la CSPE

 

Loi relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité

NOR:ECOX9800166L

Version consolidée au 6 mars 2007

[…]

Article 5

Modifié par Loi n°2006-1537 du 7 décembre 2006 art. 2, art. 7 (JORF 8 décembre 2006).

I. - Les charges imputables aux missions de service public assignées aux opérateurs électriques sont intégrale-ment compensées. Elles comprennent :

a) En matière de production d'électricité :

1° Les surcoûts qui résultent, le cas échéant, de la mise en œuvre des dispositions des articles 8 et 10 par rap-port aux coûts évités à Electricité de France ou, le cas échéant, à ceux évités aux distributeurs non nationalisés mentionnés à l'article 23 de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946 précitée qui seraient concernés. Les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l'électricité ou, pour les distributeurs non nationalisés, par référence aux tarifs de cession mentionnés à l'article 4 à proportion de la part de l'électricité acquise à ces tarifs dans leur approvisionnement total, déduction faite des quantités acquises au titre des articles 8 et 10 précités. Les mêmes valeurs de coûts évités servent de référence pour déterminer les surcoûts compensés lorsque les installations concernées sont exploitées par Electricité de France ou par un distributeur non nationalisé. Lorsque l'objet des contrats est l'achat de l'électricité produite par une installation de production implantée dans une zone non interconnectée au réseau métropolitain continental, les surcoûts sont calculés par rapport à la part relative à la production dans les tarifs réglementés de vente d'électricité ;

 

[…]

 

 

 

 

Article 118 de la loi n°2004-1485 de finances rectificative pour 2004

 

I. − Le 1° du a du I de l’article 5 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 précitée est ainsi modifié :

a) Dans la première phrase, les mots : « d’investissement et d’exploitation » sont supprimés ;

b) Après cette première phrase, il est inséré une phrase ainsi rédigée :

« Les coûts évités sont calculés par référence aux prix de marché de l’électricité. »

 

[…]

 


Annexe C

Complément relatif à l’indexation des tarifs d’achat

 

Pour l’actualisation des tarifs de l’éolien, comme pour ceux du photovoltaïque, les indices courants (de poids équivalent, 50 %, dans le facteur « K ») sont les « dernières valeurs connues au 1er janvier de l'année de la de-mande »  de contrat, à savoir :

-          ICHTTS1 : coût horaire du travail (tous salariés) dans les industries mécaniques et électriques

-          PPEI : prix à la production de l’industrie et des services aux entreprises pour l’ensemble de l’indus-trie (marché français).

ICHTTS1oet PPEIosont « les valeurs définitives des dernières valeurs connues à la date de publication [de l’]

arrêté » concerné. Dieu merci, les deux arrêtés ont été publiés le même jour, le26 juillet 2006 !

 

Pour la révision (facteur « L ») des tarifs en cours de contrat, les valeurs courantes, ICHTTS1 et PPEI[38], sont prises « au 1er novembre de chaque année ».  Par ailleurs, s’il y a bien un terme fixe de 40 %, les poids des deux indices diffèrent :

 

ICHTTS1

PPEI

Photovoltaïque

0,3

0,3

Eolien

0,4

0,2

 

Il n’est donc pas simple de calculer, a posteriori,  les tarifs en vigueur sur les parcs éolien et solaire. Certes, il « suffit », au 1er novembre et au 1er janvier de chaque année, d’aller sur le site www.insee.fr et d’y prendre, à la volée en quelque sorte, les dernières valeurs mentionnées d’ICHTTS1 et PPEI …  Encore faudra-t-il pouvoir les rapporter aux ICHTTS1oet PPEIo, dernières valeurs connues au 26 juillet 2006 !

 

°°°°°

Une façon simple permet cependant d’approcher la valeur des tarifs actuels, du moins pour leur actualisation. En effet, le « guide pratiquede l’ADEME » donnait, pour les amateurs de photovoltaïque, la précieuse  indica-tion suivante : « Votre fournisseur d’électricité a l’obligation d’acheter l’électricité produite par votre système photovoltaïque. Le tarif 2008 de basse [sic] est de 31.193 centimes  d’euros par kWh en France métropolitaine et de 57,187 centimes d’euros par kWh dans les DOM et en Corse pour tous les producteurs particuliers ou autres. Une prime supplémentaire portant le tarif total de rachat à 57,187 centimes d’euros par kWh pour les installations intégrées au bâti ». Par ailleurs, ce tarif de base pour 2009 vaut 60,176 c€/kWh.

 

Les tarifs éoliens actualisés[39] étant, sous réserve de la dégressivité de 2 %/an sur l’éolien, rigoureusement ho-mothétiques de ceux du photovoltaïque (mêmes coefficients et même référence initiale au 26 juillet 2006), on peut en déduire les tarifs éoliens :

Tarif d’achat en c€/kWh

2006

2007

2008

2009

Eolien terrestre

8,2

 

Pas d’élément précis

8,3556 [40]

8,6164

Eolien offshore

13,0

13,247

13,660

Photovoltaïque : intégré au bâti

55,0

57,187

60,176

 non intégré         

30,0

31,193

32,823

futur « professionnel » ?  

(45,0 ?)

46,789 ?

49,235 ?

 Cette synthèse permet donc d’observer les surprenantes « inflations » suivantes :

-                     de 2006 à 2008 : 3,976 %, soit 1,969 %/an en moyenne (moins 2 % de dégressivité pour l’éolien) ;

-                     de 2008 à 2009 : 5,227 %/an, exceptionnellement élevée (et favorable aux « green businessmen »).

 

Notons que « l’indice mensuel des prix des produits de grande consommation (Ensemble des ménages) » n’a pas trop divergé (2,271 %/an de 2006 à 2008), sauf de … 2008 à 2009 où la progression ne fut que de 118,4 à 121,2 (+ 2,365%).


Annexe D

 

Calcul détaillé des montants d’achat obligé en 2021, sur la base du programme de développement d’installations de production d’électricité d’origine éolienne ou photovoltaïque arrêté par le « Grenelle de l’Environnement »  jusqu’à fin 2020

 

1. Méthodologie :

Le montant des achats obligés de 2021 résulte tout simplement de la multiplication du productible (puissance multipliée par le « facteur de charge ») de chaque millésime par le tarif d’achat associé : le résultat est consigné dans la colonne de droite des différentes  annexes D-11 à D-35 qui se présentent toutes comme suit :


alt

Au bas de chaque colonne de droite figure la somme (en G€ : milliards d’euros) des traites correspondantes, du millésime 2006 au millésime 2020. Pour faciliter un peu la lecture du présent rapport, nous synthétisons ces résultats dans le tableau suivant :

 

Synthèse desannexes (sous Excel)avec montants d’achat en M€2021 ou, pour « F », en M€2008)

 

 

Taux d’

inflation

(% /an)

Type d’énergie renouvelable avec OA

Facteur charge

(h/an)

Taux de dégress

(% /an)

Rythme

de  croissance

 

Commentaire éventuel

M€

en 2021

D-11

2 %

Eolien / terre

2 170

-2 %

 

 

3 801

D-12

2 %

Eolien offshore

2 800

-2 %

 

 

2 400

D-13

2 %

Photovoltaïque

1 200

0 %

progressif

c-à-d. raccordé aux 500 MW de fin 2015

4 221

D-14

2 %

Eolien offshore

3 000

- 2 %

 

 

2 474

D-15

2 %

Photovoltaïque

1 200

0 %

accéléré

c-à-d . sans respecter la PPI 2006-2015

4 146

D-21

3 %

Eolien / terre

2 170

-2 %

 

 

4 267

D-22

3 %

Eolien offshore

2 800

-2 %

 

 

2 716

D-23

3 %

Photovoltaïque

1 200

0 % 

accéléré

c-à-d. sans respecter la PPI 2006-2015

4 711

D-31

0 %

Eolien / terre

2 170

-2 %

 

 

3 153

D-32

0 %

Eolien offshore

2 800

-2 %

 

 

1 964

D-33

0 %

Photovoltaïque

1 200

0 %

accéléré

 

3 369

D-34

0 %

Photovoltaïque

1 200

- 7,5% *

accéléré

* selon ADEME : baisse après 2011

2 541

D-35

0 %

Photovoltaïque

1 200

- 7,5% *

progressif

* selon ADEME : baisse après 2011

2 068

 

2. Et si l’ADEME avait raisonné en € constants, c’est-à-dire en € de 2008 ?

La formulation de l’ADEME de novembre 2008 est ambigüe au possible (cf. l’encadré au § 2.1. du corps de notre texte, reprenant  [18] mot pour mot), posant « l’hypothèse que les prix de marché de l’électricité augmenterait de 3% (hypothèse très conservatrice) d’ici 2020 ». Aussi avons-nous, un temps, supposé que l’ADEME avait mené ses calculs en € courants, admettant :

-       toujours la référence au « prix de marché de l’électricité »

-       son augmentation limitée à 3 %,  le portant de 68,6 à 70,7 €/MWh [41];

-       des tarifs d’achat 2008, sans indexation ensuite, hormis la dégressivité de l’éolien (-2 %/an).

 

2.1. Cas de l’éolien

Avec ces hypothèses, les annexes D-31 etD-32 donnent des résultats, exprimés en €2008 cette fois-ci. Nous les mentionnons  en colonne D ci-après et les confrontons aux chiffres annoncés par l’ADEME :

 

Calcul des montants d’achats obligés, coûts évités et surcoûts, en M€2008

Montants d’achats

obligés en 2021

« Coûts évités » (CRE et ADEME)

(70,7 €/MWh)

Surcoût

égal à

col B - col C

« CSPE engendrée »

selon l’ADEME

41,2 TWh d’éolien terrestre

3 153

2 913

240

59

16,8 TWh d’éolien offshore

1 964

1 188

776

803

 

De fait, nous commencions à approcher les résultats de l’ADEME : nos choix de facteurs de charge annuels (trop fort sur terre, insuffisant en mer ?) et de rythme de développement expliqueraient-ils les écarts résiduels ? Possible et ... indémontrable sans accès aux calculs détaillés de l’ADEME.

 

2.2. Cas du photovoltaïque

Par acquit de conscience, nous avons également examiné le photovoltaïque avec cette l’hypothèse d’inflation nulle pour : l’annexe D-33 en donne le résultat, confronté au chiffre avancé par l’ADEME :

 

Calcul du montant d’achat obligé, coût évité et surcoût, en M€2008

Montant

d’achat

obligé en 2021

« Coût évité » (CRE et ADEME)

(70,7 €/MWh)

Surcoût

égal à

col B - col C

« CSPE engendrée »

selon l’ADEME

 6,48 TWh

3 369

458

2 668

1 273

 

Comme on le voit, ça ne suffisait pas à expliquer l’écart entre notre simulation et celle de l’ADEME ! Prenant en compte la baisse de tarif de 7,5 %/an à partir de 2012, annoncée  par l’ADEME, l’annexe D-34, qui considère le programme de développement accéléré (traité, en € courants, dans notre annexe D-15), et l’annexe D-35 (qui s’intéresse au programme progressif), donnent les résultats suivants (abattus de 1/11) :

 

Calcul du montant d’achat obligé de PV, coût évité et surcoût (en M€2008)

Montant d’achat

obligé, en 2021, d’élect. solaire

« Coût évité » (CRE et ADEME)

(70,7 €/MWh)

Surcoût

égal à

col B - col C

« CSPE engendrée »

selon l’ADEME

PV accéléré (cf. ann. D-34)

2 541

458

2 083

1 273

PV progressif (cf.ann. D-35)

2 068

458

1 610

 

Même si les bases de son calcul sont plus proches de la seconde option, bénéficiant de l’écrasement supposé du tarif d’achat, nous n’arrivons pas à élucider l’estimation de l’ADEME. D’autres paramètres  influent-ils : facteur de charge (1200 h/an) trop optimiste ; part faite à « l’intégré au bâti » excessive ; etc. ?

 


[1]Les références entre crochets renvoient à l’annexe A. Les sigles sont explicités dans une courte liste d’acronymes en page 19.

[2] La projection de l’ADEME ne fait qu’élargir une réflexion concluant une « Note d’information » datée du 15/02/2008 [14] à laquelle a répondu une analyse détaillée dont le résumé avait pour titre : « Oyez tous ! L’éolien ne coûte rien ! » [16].

[3]L’arrêté PPI du 7-07-2006 prévoyait la construction de 17 GW supplémentaires (dont 4 GW en offshore) avant fin 2015.

[4]Nous avons simulé là l’aboutissement du projet en cours, issu de l’unique appel d’offres ayant abouti, constitué par la ferme marine de Veulettes-sur-Mer. Son tarif d’achat a été assimilé à celui fixé en juillet 2006 [7], ce qui n’est sans doute pas tout à fait le cas (mais le secret commercial ne permet pas d’en préjuger).

[5]D’autant que les sites les plus ventés, c’est-à-dire les plus intéressants, ont probablement été déjà équipés. A contrario cependant, il est vraisemblable que le fc croîtra avec la hauteur des mâts. L’un dans l’autre, la moyenne RTE ne devrait pas être trop fausse.

[6]Bien que l’ADEME et le SER escomptaient des performances sur terre autour de 2500 h/an en moyenne (cf. la luxueuse  plaquette réalisée par « The Boston Consulting Group » en juin 2004 [12]), l’arrêté tarifaire de 2006 [7] a abaissé le tout premier seuil d’interpolation servant à déterminer le tarif de la fin du contrat (années 11 à 15) à 2400 h/an. Par ailleurs, le tarif offshore est faiblement dégressif : de 130 € à 2800 h/an à 90 € à 3200 h/an, soit une décote de 4,4% par centaine d’heures supplémentaire (mais sur les 20 ans du contrat, la décote n’atteint pas 1%).

[7]L’ADEME précisait alors (pour l’année 2008) « le MWh éolien à 85 € contre 68,6 € pour l'électricité du marché (+ 13 € par rapport à 2006). Le surcoût payé par EDF est donc de 16,4 € par MWh (contre 29,4 € par MWh en 2006 et 60 € par MWh en 2001) ». Mais, à ce sujet, il convient de lire notre note de bas de page de l’annexe C.

[8]L’ADEME a la fâcheuse habitude de parler de « tarif de rachat », ce qui sous-entendrait que quelqu’un a déjà acheté cette énergie avant qu’EDF ne la « rachète », ce qui n’est pas le cas ! Parler de « tarif d’achat obligé » serait plus juste mais politiquement délicat ….

[9]L’indice PPEI est relatif à « l’ensemble de l’industrie (marché français) », ce qui est peu adapté à des aérogénérateurs exclusivement fabriqués  (hormis ceux des DOM, qui le sont par Vergnet SA) au Danemark, en Allemagne, Espagne, voire aux Etats-Unis.

[10]La saga de l’arrêté tarifaire de 2006, annulé en Conseil d’Etat (6 août 2008), n’a eu aucune incidence sur le niveau des tarifs éoliens.

[11]L’expression est de J. Syrota, alors président de la CRE. Voir la comparaison détaillée des arrêtés de juin 2001 et juillet 2006 [9].

[12]Du moins fut-ce vrai jusqu’à 2009, la déflation du second semestre 2008 n’étant pas vue par les « derniers indices connus au 1er jan-vier » de 2009 !

[13]Sachant que l’unité habituelle desénergéticiens 1 €/MWh = 0,1 c€/kWh (cette dernière unité étant utilisée dans les textes officiels).

[14]Exemple, sur l’annexe D-11 : on peut penser que le tarif, en 2021, d’une installation démarrée en 2015, a en fait été « retenu » dès  2012 ou 2013. Au lieu d’être compté pour 89,215 €/MWh, il devrait l’être pour 92,610 ou 91,465 €/MWh. Notre hypothèse est, là encore, conservative.

[15]Sous ce vocable de « CSPE engendrée », l’ADEMEentend la part de CSPE affectée à l'obligation d'achat de telle ou telle énergie renouvelable (par exemple éolienne), hors achat d'autres renouvelables ou d’électricité issue de la cogénération, et hors les volets de "péréquation tarifaire" et  de "solidarité électricité" (pour plus de détails sur ce point, voir [11]).

[16]Au demeurant, l’objectif annoncé par la loi Grenelle étant de faire passer la production d’électricité renouvelable de 10 à 20 %, la part des énergies fossiles restant proche de 10 % (pour les besoins de pointe et semi-base), la part du nucléaire ne peut que baisser, de 80 à 70 %. Ceci montre bien que la production éolienne est prévue non pour réduire les émissions de CO2 mais pour réduire la part du nucléaire. 

[17]Fin 2020, ce sont 11,7 GW qui auront atteint l’âge de 40 ans (Fessenheim 1-2, Bugey 2-5, Gravelines 1 à 3, Tricastin 1 à 2 et Dampierre 1 à 2),  rejoints, fin 2021, par les 7,3 GW délivrés par 7 autres réacteurs (Gravelines 4, Tricastin 3 et 4,  et Dampierre  3 et 4, Blayais 1 et Saint-Laurent B1-2). Le coût moyen de production passerait de ~30 €/MWh, actuellement avec les 63 GW pesant encore sur la comptabilité d’EDF, à quelque chose comme 10 + 20 x (63 – 19) / 63 = 24 €/MWh.

[18]De 2009 à 2021, le facteur multiplicatif est 1,0212 = 1,26824 d’une part, 1,0312 = 1,42576 d’autre part.

[19]L’auteur veut peut-être dire « 3 % chaque année » : ça irait mieux en le disant (cf. § 4.1. ci-après, mais aussi notre annexe D, § 2.).

[20]Une telle hypothèse, émise au moment d’un fort repli du cours du pétrole (à moins de 40$/baril), reste à démontrer. S’il est probable que l’énergie devrait voir son coût augmenter, ne serait-ce que de  par la raréfaction des ressources et de la prise en compte d’une taxe carbone, un jour ou l’autre, il est manifeste que les écologistes espèrent cette hausse et ne font rien pour la … freiner (cf. § 5.3.1.).

[21]Ladite annexe D-21 calcule un prix d’achat des 41,2 TWh éoliens terrestres  autour de 4267 M€. Le coût évité, avec l’hypothèse de 100,7 €/MWh ressort à 4151 M€. Déduit du précédent, le surcoût serait égal à 116 M€, somme toute assez peu éloigné des 59 M€ (soit 862 – 803) indiqués par l’ADEME.

[22]Encore passons-nous sur le fait qu'un DNN "obligé" d'acheter l'éolien ou le photovoltaïque raccordé à son réseau est dispensé, de facto, de payer le péage du réseau de transport d'électricité  (le TURPE, de l’ordre de 15 €/MWh) qu'il aurait à acquitter pour tout autre approvisionnement externe (« cession » EDF ou option sur le marché « spot »). Aussi n’est-il pas étonnant que ces DNN, ou plutôt les municipalités qui les contrôlent, subventionnent l’installation de panneaux solaires, assurés qu’ils sont de rentrer dans leurs fonds (c’est le cas, récent, des Houches (Haute-Savoie)) ! De plus, s'il s'agit de leur propre micro-hydraulique ou cogénération, ils bénéficient de l'obligation d'achat au plein tarif et touchent la compensation par rapport au « tarif de cession », même si son installation est amortie depuis des lustres (cas de Briançon et de beaucoup d'autres dans les Alpes ou Pyrénées).

[23]Mais ceci ne serait pas le cas avec la baisse du tarif d’achat de 54 % imaginée par l’ADEME entre 2012 et 2021 !

[24]Rappelons que l’annexe D-15 n’est qu’une variante de l’annexe D-13 pour apprécier l’incidence d’un programme de développement différent, en l’occurrence « accéléré » (sans tenir compte de l’objectif de la PPI 2006 pour l’échéance 2015).

[26]Et ce libellé lève l’ambigüité du  texte, de large diffusion, cité en § 2.1. : les « 3% d’augmentation » sont bien à considérer chaque année. Et ceci nous dispense de retenir l’hypothèse d’un calcul de l’ADEME en euros constants, c’est-à-dire en €2008. Initialement, ignorant du si discret « Regard sur le Grenelle », nous avions examiné cette hypothèse : les résultats font l’objet des annexes D-31 et D-32 pour l’éolien, ainsi que des annexes D-33 à D-35 pour le photovoltaïque. Le lecteur intéressé pourra se référer aux commentaires associés (rassemblés en fin d’annexe D).

[27] Le tarif PV fixé par la loi EEG du 25/10/2008 n’excède pas 430 €/MWh (et sa dégressivité est de 10 %/an dès 2010 !).

[28]Il s’agissait du « système transcrit dès le premier avril 2000 [par l’Allemagne] dans sa nouvelle loi sur les énergies renouvelables ».

[29]Données issues du dossier [21] intitulé « Les énergies renouvelables en 2007 », avec la précision suivante : « Les résultats présentés dans cette note porte [sic] sur la Métropole uniquement. Les principales sources utilisées sont celles du SDOEMP (ex-Observatoire de l’énergie), de l’Ademe, du Ceren et d’Observ’ER ».

[30]Dans un « Vade-Mecum pour les élus » [4], l’ADEME a une réflexion surprenante, au sujet de la taxe professionnelle : « la réduction de 50 % de la valeur locative des matériels destinés à économiser l’énergie pénalise les collectivités qui devraient recevoir 2 fois plus, et elle n’incite pas les investisseurs en raison du plafonnement à 3,5 % de la valeur ajoutée. Seul l’Etat profite de cette mesure, ce qui est un comble ! ». A ceci près que c’est l’Etat qui abonde ladite TP au-delà des 3,5 % !

[31]On y trouve : SIIF (maintenant fondue dans EDF-EN), Vestas, Ostwind, General Electric, Shell, REpower, Ventura, Gamesa, Aerowatt, Eole-RES et … Vergnet (seul constructeur français survivant).

[32]Une note de bas de page du rapport d’ambassade précise que « ce paragraphe rend compte des principales conclusions de M. Chabot exposées lors de la rencontre du 4 septembre 2007 au BMU ».

[33]On peut penser que seront importées d’autres germaines mesures, comme la « commandabilité » (c’est-à-dire la possibilité, pour les dispatchers d’ordonner le retrait d’une machine surabondante et donc dangereuse), voire la mise en « jachère » de machines bridées, pour améliorer l’intégration massive d’éoliennes dans notre réseau. C’est une autre histoire mais il se trouve que c’est là l’ultime revendication du lobby [6] non encore satisfaite !

[34]Ancien Directeur de la SIIF, il est toujours l’influent président du SER.

[35]Objection fréquente : « Pourquoi EDF investit-elle dans les énergies renouvelables ? » Réponse : simplement parce que, de la sorte, elle y perd un peu moins que si elle était obligée d’acheter la même production d’un producteur indépendant ; car elle récupère la moi-tié de la plus-value (l’autre moitié allant à Paris Mouratoglou, le président de l’ex-SIIF, son partenaire dans EDF-Energies Nouvelles).

[36] Ce dernier membre de phrase semble traduire la prudence de la Commission quant à l’évolution de ce « prix de mar-ché », si crucial pour le calcul de la CSPE.

[37] Ceci équivaut à peu près au coût d’investissement d’un … EPR, capable de produire 13 TWh chaque année.

[38]Notons au passage que la définition des indices évolue dans le temps. On avait déjà eu un indice « IA ». Dernièrement, l’indice PPEI a cédé la place au nouvel indice A10BE, ce qui ne simplifie pas le suivi de ces questions tarifaires.

[39]Pour la révision, le même calcul ne peut être qu’approximatif, en supposant une évolution identique des deux indices ICHTTS1 et PPEI, différemment pondérés dans les formules de calcul de Léolien et LPV.

[40]Le tarif éolien terrestre mentionné par l’ADEME en [14] surprend _ 85 €/MWh _, comme si elle avait oublié la dégressivité …

[41] Bien que l’ADEME envisageait probablement une hausse de 3% par an, confirmée (presque) par le « Regard sur le Gre-nelle » [17].

                                                                                           

 

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Merci à vous de le dire, de le diffuser pour mieux le faire savoir...

Merci encore

BW
Comment peut on cacher à la population, une réalité aussi évidente.
Merci d'essayer de réveiller les consciences
Très instructif
A mon avis la façon la plus simple de stocker l'énergie éolienne et l'énergie photoélectrique c'est de produire de l'hydrogène par électrolyse (l'oxygène est aussi un sous-produit utile) .
On pourrait aussi charger des batteries électriques qui serviraient de recharge pour les véhicules automobiles à condition que toutes les voitures utilisent un nombre réduit de modèles de batteries interchangeables.
Enfin la façon la plus simple d'utiliser l'énergie solaire c'est de couper les arbres dans les forêts par un réel suivi de la ressource pour optimiser la production et la consommation (éviter des stockages trop importants de bois ; utiliser de grandes chaudières pour ne pas avoir à débiter le bois en trop petits morceaux)
FT
Réponse à FT
Il y a quelques lignes dans l'annexe 1 sur le stockage par production d'hydrogène: le rendement énergétique global est faible, de l'ordre de 20 %, ce qui conduirait à beaucoup augmenter le nombre d'éoliennes et de panneaux solaires nécessaires. Les Norvégiens ont fait un pilote sur l'île d'Utsira, mais çà n'a rien donné d'intéressant. Cela ne peut donc pas être une solution à l'échelle du problème posé, et le coût serait de toute façon très élevé. Il en est de même du "power-to-gaz". Lire l'étude de G.Sapy sur SLC. Les "solutions" au problème du stockage des ELRi sont légion, mais pour l'instant c'est le concours Lépine, et leurs performances ne sont généralement pas sérieusement quantifiées
Quelles que soient les "solutions", leur coût est à évaluer soigneusement , et il s'ajoutera à celui du parc éolien ou solaire, augmentant ainsi considérablement le coût de l'électricité produite.
ETUDES SCIENTIFIQUES

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