Avis de la Commission de régulation de l'électricité du 21 juin 2001 sur l'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés en utilisant le biogaz de décharge


JORF n°270 du 21 novembre 2001 page 18528
texte n° 67



Avis de la Commission de régulation de l'électricité du 21 juin 2001 sur l'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés en utilisant le biogaz de décharge

NOR: ECOI0100499V
ELI: Non disponible

La Commission de régulation de l'électricité (CRE) a été saisie, le 19 juin 2001, par le ministre de l'économie, des finances et de l'industrie et par le secrétaire d'Etat à l'industrie, d'un projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés en utilisant le biogaz de décharge, pris en application du décret no 2001-410 du 10 mai 2001 relatif aux conditions d'achat de l'électricité produite par des producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat.

Sur le rapport du directeur des relations avec les producteurs, la CRE a rendu l'avis suivant :

Considérations communes à toutes les filières

bénéficiant de l'obligation d'achat

I. - La loi du 10 février 2000 a prévu deux mécanismes permettant de mettre en oeuvre une politique de soutien au développement de certaines filières énergétiques : le système d'appels d'offres et les obligations d'achat.

Le mécanisme de fixation du tarif d'achat ne permet pas de prévoir ou de contrôler les capacités de production qui vont être finalement réalisées, ni, par suite, le coût pour la collectivité et les conséquences sur le marché : si le prix fixé est trop bas, la filière concernée ne se développera pas ; s'il est trop élevé, elle se développera au-delà des objectifs poursuivis, générant pour certains producteurs des rentes anormalement élevées et un coût important pour la collectivité (ce coût se traduisant par une augmentation des prix de l'électricité pour l'ensemble des consommateurs français). Ce mécanisme ne permet pas non plus de suivre au plus près les évolutions attendues, à la baisse, des coûts de production des filières subventionnées, risquant ainsi d'augmenter encore les marges des projets concernés.

A politique énergétique donnée, le choix d'un système fondé sur des appels d'offres tel que prévu à l'article 8 de la loi présente les avantages suivants :

- la puissance publique conserve la maîtrise du volume des capacités de production réalisées et la possibilité d'orienter l'implantation géographique des projets, ce qui permet à la fois de mener une politique d'aménagement du territoire et de mieux gérer le seuil d'acceptabilité des unités de production par les populations ;

- la puissance publique peut conserver le contrôle d'autres critères de qualité des projets, comme l'efficacité énergétique ou la proximité des réseaux ;

- les prix ressortant d'un appel d'offres prennent mieux en compte les diverses subventions dont a pu bénéficier un projet, évitant leur cumul et, donc, des rentes indues.

La substitution de mécanismes de marché (comme les appels d'offres ou les marchés de certificats verts) à un mécanisme de prix administrés est une garantie pour la collectivité d'atteindre les objectifs recherchés au moindre coût.

En outre, le mécanisme des appels d'offres est le seul prévu par la loi du 10 février 2000 pour les installations d'une puissance supérieure à 12 MW et utilisant les énergies renouvelables ou la cogénération (hors réseaux de chaleur). L'absence actuelle d'appels d'offres prive, d'ailleurs, les pouvoirs publics d'informations qui seraient précieuses pour apprécier le prix des obligations d'achat et leur nécessaire évolution dans le temps.

Une publication rapide de la programmation pluriannuelle des investissements, prévue par l'article 6 de la loi du 10 février 2000, procurerait une meilleure visibilité sur le moyen et le long terme à l'ensemble des acteurs concernés et offrirait la possibilité d'organiser les appels d'offres prévus par l'article 8 de la loi.

Au surplus, la procédure de l'appel d'offres permet plus facilement d'atteindre avec précision les objectifs quantitatifs (en termes de pourcentage de production à base de sources d'énergies renouvelables) que pourrait fixer l'Union européenne.

A défaut d'appel d'offres, le présent avis se fonde sur les références existantes, en France et à l'étranger, pour apprécier le niveau et la structure des tarifs d'achat proposés.

II. - Les projets d'arrêtés fixant les conditions de l'obligation d'achat sont pris en application du décret no 2001-410 du 10 mai 2001 relatif aux conditions d'achat de l'électricité produite par les producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat. L'article 8 du décret prévoit, en effet, que, pour chacune des filières concernées, le tarif d'achat est égal aux coûts de production (investissement et exploitation) évités sur le long terme au système électrique, auxquels peut s'ajouter une rémunération supplémentaire correspondant à la contribution des installations à la réalisation des objectifs définis au deuxième alinéa de l'article 1er de la loi du 10 février 2000, qui sont :

- l'indépendance et la sécurité d'approvisionnement ;

- la qualité de l'air et la lutte contre l'effet de serre ;

- la gestion optimale et le développement des ressources nationales ;

- la maîtrise de la demande d'énergie ;

- la compétitivité de l'activité économique ;

- la maîtrise des choix technologiques d'avenir ;

- l'utilisation rationnelle de l'énergie.

La CRE note que l'article 10 de la loi se borne à indiquer que les conditions d'achat prennent en compte les coûts d'investissements et d'exploitation évités par les acheteurs, sans mentionner la notion de long terme ni d'autre contribution. Comme il n'existe pas d'approche rationnelle permettant d'évaluer la plupart des contributions à ces objectifs, le décret laisse ainsi au tarificateur une marge d'appréciation très importante, ce qui rend difficile l'analyse du tarif proposé.

III. - Pour évaluer les coûts et les émissions évités, il faut déterminer à quelle technologie se substituent les moyens de production bénéficiant de l'obligation d'achat. La simulation économique opérée ci-après dans le domaine des charges de service public ne préjuge pas de l'évaluation que la CRE devra réaliser sur la base de comptabilités appropriées tenues par les opérateurs concernés.

Pour la France continentale, les deux références raisonnablement envisageables aujourd'hui pour évaluer les coûts et externalités évités sont une centrale nucléaire et une centrale à cycle combiné au gaz, sans que l'on puisse dire aujourd'hui quelle solution sera privilégiée par les investisseurs à long terme. En tout état de cause, on peut noter que :

a) Se référer au nucléaire permet de tenir compte de la structure réelle du parc de production national dans les quinze prochaines années, composé majoritairement de nucléaire (75 %) et d'hydraulique (15 %), et d'une hypothèse de renouvellement par du nucléaire au-delà.

Les coûts de production retenus dans ce qui suit sont fondés, pour le nucléaire, sur le document « Coûts de référence DIGEC », publié en 1997 par le ministère de l'économie, des finances et de l'industrie ;

b) Se référer au cycle combiné au gaz revient à se fonder sur une hypothèse de renouvellement à long terme (quinze - vingt-cinq ans) du parc de production français qui se réaliserait, au moins en partie, avec la technologie du cycle combiné au gaz. La centrale à cycle combiné au gaz retenue comme référence à une puissance installée de 650 MW, un rendement de 58 % et une disponibilité de 93 % pour un fonctionnement en base, soit la meilleure technologie disponible aujourd'hui.

Le niveau retenu pour les coûts variables s'appuie sur le prix du gaz observé sur les plus longues échéances des marchés à terme du gaz (2004), correspondant à un prix du baril de pétrole de 22 $ ;

c) La situation est différente en Corse et dans les DOM, où la production fait largement appel aux combustibles fossiles charbon et fuel. Les tarifs d'achat dans ces zones sont donc comparés à des centrales de petite taille fonctionnant au charbon et au fuel.

Les coûts de production retenus pour ces centrales reposent sur les informations communiquées par EDF.

IV. - L'obligation d'achat ne contribue pas de la même manière à chacun des objectifs visés à l'article 8 du décret du 10 mai 2001 qui renvoie à l'article 1er de la loi du 10 février 2000 :

1. La contribution à la lutte contre l'effet de serre est un sujet aujourd'hui relativement bien connu. Le commissariat général du Plan a, ainsi, recommandé aux décideurs français de s'appuyer sur une valeur de 75 Euro par tonne de carbone émise. Il est probable que des mécanismes de valorisation des émissions de carbone se développeront en Europe dans les prochaines années. Une éventuelle contribution des tarifs d'achat à la lutte contre l'effet de serre peut donc être considérée comme un investissement ayant vocation à être rentabilisé dans le futur ;

2. La contribution à la qualité de l'air est liée à la réduction des émissions polluantes. Ces émissions ont fait l'objet d'études, au demeurant très imprécises en l'absence de mécanismes de marché, visant à quantifier les dommages qu'elles causent. Une des études les plus complètes et les plus récentes est l'étude européenne ExternE (1998) qui donne toutefois des fourchettes très larges. La valeur basse des fourchettes correspond à des installations de technologie récente établies loin des centres urbains, ce qui minimise les effets sur la santé des populations. La valeur haute correspond à des installations anciennes, sans traitement spécifique des émissions, et situées dans des zones à forte densité de population. L'évaluation se situant dans une perspective de long terme, la valeur basse peut être retenue, dans la mesure où les technologies de maîtrise des émissions polluantes progressent rapidement et où la construction de centrales est de plus en plus rare en zone urbanisée.

On trouvera, ci-dessous, un tableau donnant, pour les technologies auxquelles les nouvelles filières sont censées se substituer, les valeurs de coût de production, décomposé en coût fixe et coût variable (défini comme la part du coût directement proportionnelle au volume de production), des émissions de carbone et des estimations des externalités liées à la qualité de l'air.

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Vous pouvez consulter le tableau dans le JO

n° 270 du 21/11/2001 page 18528 à 18532

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Dans ses avis sur les différents tarifs d'achat, la CRE compare les tarifs proposés à la somme des coûts de production évités, de la valeur des émissions de CO2 évitées et des estimations des externalités liées à la qualité de l'air.

Il faut également préciser que les autres régimes d'aide publique, notamment régionaux, dont peuvent bénéficier les installations, ne sont pas pris en compte parce qu'ils sont extrêmement variables.

De manière générale, les filières bénéficiant de l'obligation d'achat peuvent être classées en deux catégories : celles à production garantie, par exemple la cogénération, et celles à production non garantie, par exemple l'éolien et le photovoltaïque.

Les filières à production non garantie ne permettent pas d'éviter la construction de centrales supplémentaires qui produisent de l'énergie garantie, indispensable pour les gestionnaires du système électrique. Il n'existe pas à ce jour d'études statistiques ou économiques suffisantes permettant de penser que ces filières peuvent être prises en compte dans le dimensionnement des marges de sécurité du système électrique. Dans leur cas, les coûts évités de production se limitent donc aux coûts variables, essentiellement les coûts de combustible.

La CRE note à ce stade que les centrales nucléaires n'émettent quasiment pas de gaz à effet de serre ni de polluants atmosphériques et ont, de plus, un coût variable de production très bas. De ce point de vue, l'obligation d'achat pour les filières à production non garantie ne peut apporter en France continentale qu'un bénéfice très limité dans les quinze prochaines années.

A cet égard, le Danemark, l'Allemagne et l'Espagne, les pays européens souvent cités en exemple pour leur engagement en faveur des énergies renouvelables, sont dans une situation bien différente. Ces trois pays produisent une part importante de leur électricité à partir de charbon et le développement des énergies renouvelables leur procure un bénéfice plus important en termes de lutte contre l'effet de serre et de réduction des émissions polluantes.

Il est à noter que si la méthode décrite ci-dessus pour calculer les coûts et les externalités évités par les énergies renouvelables était appliquée pour toutes les formes d'énergie, et même si on tenait compte des externalités autres que le réchauffement global et la pollution de l'air, les résultats chiffrés seraient défavorables au cycle combiné au gaz qui aurait ainsi peu de chance de renouveler le parc actuel de production d'électricité français, même en supposant que soit retenue, le moment venu, l'hypothèse d'un prix du gaz en moyenne peu élevé sur la période 2010-2035.

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Néanmoins, cette considération sera mise de côté, dans le souci de favoriser au maximum la valorisation des énergies renouvelables en la comparant aux turbines à gaz, et parce qu'une éventuelle décision politique d'écarter le nucléaire à l'avenir peut l'emporter sur les considérations d'économie et de lutte contre les émissions polluantes dans l'atmosphère.

3. Le décret du 10 mai 2001 permet la prise en compte d'autres critères pour apprécier la valorisation, pour la collectivité, à attribuer aux énergies renouvelables. L'impact sur la maîtrise de la demande d'énergie est nul, comme l'est, le plus souvent, celui sur l'utilisation rationnelle de l'énergie. Les autres critères ne sont, malheureusement, pas quantifiables, mais leur impact global est probablement négligeable :

- aucun élément ne permet de penser que la contribution à l'objectif de compétitivité de l'activité économique est positive, puisque l'obligation d'achat est, et restera, une dépense à la charge des consommateurs d'électricité nationaux, dont rien ne prouve qu'elle soit inférieure aux éventuelles conséquences favorables à l'économie du développement des filières concernées ;

- la contribution aux objectifs d'indépendance, de sécurité d'approvisionnement, de gestion optimale et de développement des ressources nationales, de maîtrise des choix technologiques d'avenir, est globalement positive mais n'est guère quantifiable. Si elle est manifeste par rapport aux filières thermiques classiques, elle est moins évidente quand on prend en compte la filière nucléaire.

V. - En raison de ses caractéristiques, ce dispositif doit être conforme à la réglementation communautaire des aides d'Etat et notifié à la Commission européenne, en vue de son approbation préalable à toute entrée en vigueur. A défaut, les autorités communautaires pourraient être amenées à demander aux producteurs qui en auraient bénéficié le remboursement des aides versées.

VI. - Le présent avis est fondé sur deux types d'analyse :

- la comparaison avec les coûts et les externalités des filières nucléaires et cycle combiné au gaz, afin de vérifier qu'au moins à très long terme on peut espérer que l'obligation d'achat se traduise par un gain collectif ;

- la comparaison avec les coûts de production de la filière considérée, afin de vérifier, en outre, que le coût de l'obligation d'achat pour les acteurs du marché de l'électricité est le plus faible possible.

1. Description du tarif d'achat proposé pour l'électricité produite par les installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés, en utilisant le biogaz de décharge

1.1. Le tarif proposé, dans le cadre d'un contrat de quinze ans, est constitué de trois éléments :

- une rémunération de l'énergie livrée sous une puissance inférieure ou égale à la puissance garantie, égale à un tarif de référence multiplié par un coefficient représentatif de la disponibilité effective de l'installation. Pour une disponibilité de 85 %, normale pour une installation fonctionnant au biogaz de décharge du fait de la qualité irrégulière du combustible, la rémunération offerte en métropole est égale au tarif de référence décrit dans le tableau suivant :

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- une rémunération de l'énergie livrée au-delà de la puissance garantie, égale au tarif de référence, multiplié par un coefficient de 0,65 ;

- une « prime à l'efficacité énergétique », fonction du rendement énergétique, et pouvant aller jusqu'à 3 Euro/MWh si ce rendement dépasse 60 %.

1.2. Une prime de 9 Euro/MWh est prévue pour les DOM, mais pas pour la Corse.

1.3. Au terme des quinze années du premier contrat ou dans le cas d'installations mises en service avant le 11 février 2000, la prime à l'efficacité énergétique est supprimée et le tarif de référence se situe à 41,2 Euro/MWh en métropole et en Corse, et à 50,3 Euro/MWh dans les DOM, quelle que soit la puissance installée.

2. Comparaison du tarif proposé avec les coûts

et les externalités évités

Le tarif d'achat doit, d'abord, être comparé à la somme des coûts évités de production, de la valeur des émissions de CO2 et des externalités liées à la qualité de l'air évitées.

2.1. La puissance susceptible d'être garantie n'est pas constante pendant toute la durée de vie d'une centrale fonctionnant au biogaz de décharge (ce qui justifie la disposition contenue dans le projet d'arrêté permettant aux producteurs de modifier pendant la durée du contrat la puissance garantie qu'ils déclarent). La plupart des installations vont ainsi voir leur production décroître au fur et à mesure de l'épuisement du gisement, la loi limitant aux déchets ultimes la mise en décharge à partir de juillet 2002. Néanmoins, les fluctuations à court terme de la production des centrales au biogaz sont d'assez faible ampleur et leur production peut, en première approche, être considérée comme garantie. Le coût évité de production à retenir est donc le coût complet, coût fixe plus coût variable.

Du point de vue des externalités environnementales, l'analyse est plus complexe. Les décharges de déchets fermentescibles émettent de grandes quantités de gaz à effet de serre, sous forme de méthane essentiellement, représentant environ 340 kg de carbone par tonne de déchets. Le captage et le brûlage en torchère de ce méthane sont devenus obligatoires, ce qui réduit les émissions à environ 150 kg de carbone par tonne de déchets. Il est logique de considérer que ces émissions de gaz à effet de serre, ainsi que les autres externalités négatives associées à ces décharges, sont inévitables et indépendantes de la production d'électricité, qui n'a donc pas d'externalité négative.

Toutefois, cette hypothèse n'est valable que si l'énergie provenant de la combustion du biogaz est consacrée en priorité à des usages thermiques (si des besoins existent localement), pour lesquels elle se substitue directement à des combustibles fossiles. En effet, si les producteurs privilégient une valorisation électrique plutôt qu'une valorisation thermique, le bilan environnemental global est dégradé puisque cela aboutit à la fois à brûler le biogaz pour l'électricité et des combustibles fossiles pour les besoins thermiques.

La prime à l'efficacité énergétique incluse dans le tarif proposé est justement une incitation à la valorisation thermique, quand celle-ci est possible. Pour bénéficier de la prime à taux plein (3 Euro/MWh), une installation doit avoir un rendement énergétique global de 60 %, ce qui correspond à une valorisation thermique d'au moins 50 %.

Une installation bénéficiant de la prime au taux maximum peut être considérée en règle générale comme optimisant le bilan environnemental. Pour une comparaison prenant en compte l'ensemble des externalités évitées, il convient donc de retenir le tarif avec prime maximale.

Les trois tableaux qui suivent comparent, pour la métropole, la Corse et les DOM, le tarif proposé avec des coûts et externalités évités par la production d'électricité à partir de biogaz de décharge.

METROPOLE CONTINENTALE

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Vous pouvez consulter le tableau dans le JO

n° 270 du 21/11/2001 page 18528 à 18532

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CORSE

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DOM

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Vous pouvez consulter le tableau dans le JO

n° 270 du 21/11/2001 page 18528 à 18532

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Le tarif proposé en métropole est relativement peu éloigné de la somme des coûts et des externalités évités, si on le compare au cycle combiné au gaz. Il est même quasiment égal à cette somme dans le cas des plus grosses installations de plus de 6 MW.

Ce n'est pas le cas si on le compare au nucléaire. On obtient alors des valeurs comprises entre 16 Euro/MWh et 28,2 Euro/MWh pour les autres objectifs mentionnés à l'article 1er de la loi, qui paraissent excessives d'autant que le Gouvernement indique dans sa lettre de saisine de la CRE qu'il retient principalement l'objectif de « développement équilibré du territoire », qui ne figure pas parmi ceux prévus par le décret du 10 mai 2001.

2.2. En Corse et dans les DOM, le tarif moyen proposé est en revanche largement couvert par la somme des coûts et des externalités évités.

2.3. Comme indiqué précédemment, l'utilisation la plus rationnelle de l'énergie dégagée par le brûlage du biogaz consiste à satisfaire les besoins thermiques existant à proximité. La production d'électricité ne doit intervenir qu'en complément de ces besoins thermiques et le tarif d'achat doit contenir une incitation forte en ce sens. A cet égard, le principe d'une prime à l'efficacité énergétique est tout à fait adapté, mais son niveau de 3 Euro/MWh prévu par le projet d'arrêté est insuffisant. Les externalités négatives produites par l'utilisation de combustibles fossiles pour des besoins thermiques sont en effet bien supérieures à 3 Euro/MWh, et ce, quel que soit le combustible fossile utilisé. Le montant maximal de la prime à l'efficacité énergétique devrait être porté à un niveau plus en rapport avec ces externalités négatives (au moins 10 Euro/MWh), la rémunération de base de l'énergie étant diminuée en conséquence pour garder un montant, prime comprise, inchangé.

2.4. Le tarif pour installations existantes devrait, à niveau moyen inchangé, inclure lui aussi une prime à l'efficacité énergétique.

3. Comparaison du tarif d'achat avec les coûts

de production et analyse des modalités techniques

3.1. Du point de vue des coût de production, le tarif semble correctement fixé, puisqu'il se situe globalement au niveau des résultats obtenus lors de l'appel d'offres organisé en 1999 par EDF à la demande des pouvoirs publics (entre 47 et 61 Euro/MWh), et qu'il tient compte de la différence sensible des coûts qui avait alors été observée entre installations de faible et de forte puissance.

3.2. En revanche, le tarif proposé est critiquable dans ses modalités techniques :

- les opérateurs peuvent avoir intérêt à minimiser volontairement la puissance garantie déclarée. Les modalités de rémunération de l'énergie livrée au-delà de la puissance garantie ne pénalisent pas suffisamment un opérateur qui sous-évaluerait volontairement la puissance garantie qu'il déclare. Pour corriger ce biais, le coefficient applicable à l'énergie livrée au-dessus de la puissance garantie pourrait être baissé de 0,65 à 0,45, afin de diminuer la rémunération de l'énergie non garantie ;

- le coefficient d'indexation K comprend seulement des termes représentatifs de l'évolution des coûts des facteurs de production. L'absence de coefficient de dégressivité signifie qu'aucun gain de productivité n'est attendu de la filière biogaz dans les prochaines années.

3.3. Les conditions contractuelles de l'accès au réseau des producteurs bénéficiant de l'obligation d'achat ne sont pas évoquées dans le projet d'arrêté. Il serait pourtant logique de prévoir que tout éventuel timbre d'injection que devrait supporter le producteur lui sera intégralement compensé par l'acheteur, qui seul peut le répercuter sur ses clients.

4. Conséquences du tarif proposé

L'objectif à atteindre n'a pas été annoncé par le Gouvernement. Cependant, on peut faire l'hypothèse que 40 MW pourraient être équipés en métropole, avec une puissance installée moyenne par installation de 4 MW. Si les problèmes mentionnés au paragraphe précédent concernant la puissance garantie étaient réglés, un surcoût annuel d'environ 6 millions d'euros serait observé, si la référence est le cycle combiné au gaz, et 7 millions d'euros, si c'est le nucléaire.

5. Avis de la CRE

5.1. La commission constate que le tarif proposé est relativement peu éloigné, en moyenne, de la somme des coûts et des externalités évités, si la référence retenue est le cycle combiné au gaz (il est approximativement égal à cette somme dans le cas des plus grosses installations). Le tarif proposé en est beaucoup plus éloigné si la référence est le nucléaire.

5.2. Dans le cas où la production d'électricité à partir de l'énergie issue de l'incinération des déchets se substitue à une valorisation thermique possible, elle n'a aucun intérêt environnemental et n'a donc pas de légitimité à bénéficier du régime favorable des obligations d'achat. La CRE recommande, en conséquence, que la prime à l'efficacité énergétique soit portée à au moins 10 Euro/MWh, et soit également incluse dans le tarif pour les installations existantes, à niveau moyen de tarif inchangé.

5.3. Le tarif proposé pour la Corse et les DOM est nettement inférieur aux coûts et externalités évités localement.

5.4. Le niveau du tarif semble correctement fixé par rapport aux coûts de production de la filière. Cependant, il conviendrait de diminuer la rémunération de l'énergie livrée au-delà de la puissance garantie, afin d'inciter les producteurs à déclarer une puissance garantie aussi élevée que possible.

5.5. En conclusion, la CRE émet un avis favorable sur le projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité des installations qui valorisent des déchets ménagers ou assimilés en utilisant le biogaz de décharge, sous réserve que la prime à l'efficacité énergétique soit portée à au moins 10 Euro/MWh, et que les propositions de modification mentionnées au paragraphe 3.2 du présent avis soient prises en compte.

Fait à Paris, le 5 juin 2001.

Le président,

J. Syrota