Les aides aux filières renouvelables disparaissent-elles avec la hausse des prix de gros de l’électricité ?

Jacques Percebois et Boris Solier

Jacques Percebois, professeur émérite à l’Université de Montpellier (CREDEN)
Boris Solier, maître de conférences à l’Université de Montpellier, Expert Cyclope

La promotion des filières renouvelables productrices d'électricité (éolien et solaire pour l’essentiel), a été possible partout en Europe depuis le milieu des années 2000 grâce à des exceptions aux règles du marché. Ces énergies n’étant pas rentables au départ au vu des prix de gros plutôt faibles, il fallait les aider et trois mécanismes principaux ont été utilisés en France :

  1. Les obligations d’achat à prix garantis (feed-in tariffs), qui garantissent au producteur d’énergie un prix de vente rémunérateur indépendant des prix de marché, ceci durant une longue période (10 à 20 ans), le surcoût étant financé par une taxe payée in fine par le consommateur d’électricité (la CSPE devenue la TICFE depuis leur fusion) et également depuis 2015 par le budget de l’État (via le compte d’affectation spéciale « transition énergétique » alimenté par une partie des recettes de la TICPE assise sur les produits pétroliers jusqu’en janvier 2021 et via le budget général depuis).

    C’est le principal système utilisé et qui est encore en vigueur pour des contrats non arrivés à échéance et pour les nouveaux contrats réservés à des installations de faible puissance (dans le photovoltaïque en particulier). Sur 61,5 TWh d’électricité renouvelable (hors cogénération) ayant bénéficié d’une aide en 2021, 51,6 TWh ont été vendus hors marché à un prix garanti, dont 26,6 TWh d’éolien (sur 34,3 TWh au total), et près de 12 TWh de photovoltaïque (sur 13,7 TWh au total).
     
  2. Les primes accordées au producteur d’électricité renouvelable en plus du prix de marché auquel il vend son électricité, ceci pour une période contractuelle plus ou moins longue. Cette prime peut être fixe ou variable et, de plus en plus, elle est variable dans la mesure où elle correspond à la différence entre un prix-cible retenu par l’État et le prix observé sur le marché de gros. On parle alors de « complément de rémunération ».

    Jusqu’en 2021, cette prime était positive, le prix-cible étant sensiblement supérieur au prix de gros. Avec l’envolée des prix de gros de l’électricité mi-2021 et début 2022, le prix du marché est devenu très supérieur au prix-cible et la prime est désormais négative.

    L’État n’ayant pas anticipé une telle situation, les producteurs d’électricité renouvelable vendent maintenant leur électricité à un prix fort rémunérateur et cela peut constituer un effet d’aubaine discutable puisque ces producteurs ont bénéficié d’aides pendant plusieurs années. C’est pourquoi l’État a décidé de modifier le système en 2021. Jusqu’alors, en cas de prix de marché supérieur au prix cible, les producteurs conservaient les revenus au-delà d’un plafond correspondant au montant total des aides perçues. Dorénavant, si le prix du marché dépasse le prix-cible, les producteurs doivent verser l’intégralité de la différence à l’État. Ces contrats sont ainsi devenus de vrais « contrats pour différence » à l’instar de ceux mis en œuvre en Angleterre pour financer le nucléaire. L’État s’efforce également d’appliquer cette mesure de façon rétroactive et pas seulement pour les contrats nouveaux. Ce système est appliqué en particulier pour l’éolien.
     
  3. Les appels d’offres sous forme d’enchères discriminantes (dites « à la hollandaise »). Cela concerne les investissements les plus importants, surtout dans l’éolien. L’État lance un appel d’offres et retient les offres les plus compétitives (logique du moins-disant) jusqu’à concurrence de la puissance souhaitée. Chacun des soumissionnaires retenus est alors rémunéré sur la base du prix demandé.

    La rémunération des investisseurs se fait là encore via un « contrat pour différence ». Le surcoût est égal à la différence entre le prix d’acquisition garanti (prix-cible) de l’électricité produite et le coût évité par l’acquisition de cette électricité (en l’espèce le prix du marché de gros). Si le prix du marché est supérieur au prix garanti, la différence est versée à l’État.

La nouvelle donne

La hausse des prix de gros de l’électricité, due principalement à l’envolée des prix du gaz naturel, accentuée par les tensions liées à la guerre en Ukraine, et à la faible disponibilité du parc nucléaire, modifie aujourd’hui l’architecture du système. Le prix de gros qui était en moyenne de 50 à 60 €/MWh (soit entre 5 et 6 centimes le kWh) avant 2021 est passé en moyenne à plus de 100 €/MWh en 2021 et à 230 €/MWh au premier semestre 2022.

À ce prix, il n’est plus nécessaire d’aider les énergies dont le coût est plus faible, hors quelques exceptions (les anciens contrats de prix garantis dans le solaire qui avaient été négociés aux alentours de 500 €/MWh et dont le terme n’est pas échu).

À titre d’exemple, les contrats en vigueur prévoyaient un tarif d’achat garanti de l’électricité éolienne de l’ordre de 90 €/MWh en moyenne, et des prix-cibles de 60 à 65 €/MWh (dans le cadre des appels d’offres), ce qui constitue un soutien financier conséquent lorsque le prix de gros est de l’ordre de 50 €/MWh (situation observée avant juillet 2021). C’est sur cette base que l’État avait budgété, fin 2020, 2,9 milliards d’euros pour le photovoltaïque et 1,8 milliard pour l’éolien, soit 4,7 milliards en 2021 (à cela s’ajoutait une aide en faveur des autres énergies et le total avoisinait 9,1 milliards d’euros pour 2021).

Du fait de la hausse des prix de gros, l’aide a été réduite à environ 2 milliards pour le photovoltaïque et l'éolien en 2021. Notons qu’en 2020, le soutien aux énergies renouvelables avait augmenté de près d’un milliard d’euros par rapport aux prévisions du fait notamment de la forte baisse des prix de gros liée à l’épidémie de Covid-19.

Pour 2022, l’État avait anticipé une facture de 3 milliards d'euros pour le solaire et de 1,4 milliard pour l’éolien. Non seulement l’État n’aura peu ou rien à dépenser pour ces deux énergies (le prix d’achat garanti moyen du solaire demeure élevé, autour de 270 €/MWh, compte tenu du poids des contrats conclus avant le moratoire de fin 2010) mais l’éolien devrait verser de l’ordre de 3,7 milliards de recettes à l’État cette année. Si on fait le cumul de ce qui a été versé par l’État depuis dix ans (environ 11 milliards d’euros pour l’éolien et 22 milliards d’euros pour le solaire à fin 2020), le solde est toutefois encore nettement positif en faveur des aides apportées aux renouvelables.

Les bénéficiaires des tels contrats doivent maintenant verser l’excédent à l’État, ce qui est un juste retour des choses ; c’est in fine le consommateur d’électricité qui en profitera puisqu’il n’a plus à payer une taxe (la TICFE) dont la fonction était précisément de financer l’aide aux renouvelables. Cela explique pourquoi l’État a pu faire passer la TICFE de 22,5 €/MWh en 2021 à 1 €/MWh en 2022, ce qui a permis de limiter à 4% en moyenne la hausse du tarif réglementé de vente (TRV) payé par le consommateur domestique.

Le mécanisme de « contrats pour différence » est un système à la fois efficace et équitable.

On peut penser que si les prix de gros demeurent élevés pendant plusieurs années encore (aux alentours de 200 €/MWh) les producteurs d’électricité renouvelable rembourseront progressivement les aides reçues ces dernières années et pourront même procurer des recettes nettes à l’État. Mais il convient à ce niveau de préciser trois points.

  1. Il ne faut pas confondre dépense évitée et recette nette; c’est une chose de ne pas subventionner une énergie ; c’est autre chose qu’elle procure des recettes au budget de l’État. C’est comme pour un particulier : économiser de l’argent en évitant une dépense n’est pas tout à fait la même chose que percevoir un revenu inattendu. Sur le plan macroéconomique ceux qui en profitent ne sont pas les mêmes dans les deux cas.
     
  2. Certaines énergies renouvelables continuent à être subventionnées aux prix de gros actuels du fait de contrats passés très rémunérateurs (c’est en particulier le cas du solaire pré-moratoire dont certains contrats courent jusqu’en 2030).
     
  3. On ne tient pas compte ici des coûts « système » (ou de « flexibilité », terminologie reprise par RTE), en particulier des coûts liés à l’intermittence des renouvelables

Les producteurs de renouvelables qui ont bénéficié d’aides dans le passé, dont les installations sont toujours en fonctionnement mais hors contrats, sont les grands bénéficiaires des prix actuels. Ils perçoivent des « winfall profits » (profits tombés du ciel). L’État s’interroge pour savoir si éthiquement il ne faudrait pas leur demander de partager cette manne, tout comme on l’a fait dans le passé avec le nucléaire historique en instaurant le mécanisme de l’ARENH. Sur le plan juridique c’est discutable, d’autant que rien ne garantit que les prix de gros vont rester durablement élevés.

La conclusion est que le mécanisme de « contrats pour différence », qui consiste à aider une énergie quand son coût est au départ supérieur à son prix de vente et à la taxer lorsque le prix de vente devient trop rémunérateur par rapport à son coût, est un système à la fois efficace et équitable. C’est avec un tel mécanisme qu’il faudrait systématiquement financer les nouveaux projets énergétiques, que ce soit dans le cas des renouvelables ou dans celui du nucléaire.

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Commentaire

Serge Rochain
Il faudrait peut etre d'abord que le nucléaire défaillant finance lui même son backup nuclear monitor .... on croit réver quand on croise vos propos avec ce qu'on voit sur ce site de l'EDF
APO
C'est pas les bénéficiaires de l'ARENH qui doivent fournir le Back-up à hauteur de ce qu'ils touchent/obtiennent en énergie pas chère avec un facteur de 50% !???
Arnaud de rasilly
Relativement au degré de charge du nucléaire il faudrait peut être tenir compte qu'il diminue obligatoirement quand les énergies renouvelables se mettent à produire, le nucléaire devant alors s’effacer. Bien sur ce n'est pas la seule raison mais elle contribue obligatoirement à la hauteur de ce que vous vous obligez à reconnaitre comme performance. Il demeure que lorsque cette énergie nucléaire est active on est absolument ravi qu'elle soit là. Ou alors on peut réinterroger sur la pertinence de ceux qui déplore le fait.
Serge Rochain
On peut surtout s'interroger sur l'objectivité de ceux qui mette sur le compte de ce cas particulier de phénomène anecdotique d'effecement au profit des renouvelables alors que la quasi totalité du problème ne vient que de l'état de délabrement du parc nucléaire comme il est facile de le constater pour chacun car lorsque le solaire et l'éolien sont abondant, et bien que ceci ne permette pas de les anuler, les consommations de gaz diminuent notablement de même que les importations, avec un nombre de réacteur à l'arret que ne varie pas qu'il y ait cet apport des renouvelables ou pas ! A moins que l'on choisisse d'importer de l'électricité et du gaz plutot que d'activer des réacteurs à l'arret ? Il s'agit en effet, de dizaines de GW ! On peut trouver tous les prétextes que l'on veut même quand il montrent une incohérence totale plutôt que de reconnaitre la moindre faille au nucléaire.
Hervé
Normal, le cout marginal du nucléaire est proche de 0. Il est plus logique de couper les centrales à gaz et vendre les surplus nucléaires même à vil prix. Et même lorsque il n'y a plus de gaz et de charbon consommé en Europe, c'est plus facile de couper 2000 éoliennes qu'un réacteur. Oui le nucléaire a ce petit inconvénient. Mais c'est gérable. L’absence aléatoire parfois totale de production des ENRI est plus difficilement gérable si le but est de réduire fortement les émissions de GES.... Elle est la la vraie incohérence des discours actuels... pour celui qui a l'honeteté de le reconnaitre!
Serge Rochain
OUi mais vous n'avez rien compris ! On brulait du gaz a tout va avec des reacteurs à l'arret ! A L'ARRET CAR ILS SONT INCAPABLES DE FONCTIONNER !
APO
ET QUE LES ENRi ne FONCTIONNAIENT PAS OU AVEC DES FACTEURS DE CHARGE SOUS LES 5% (PV+Eolien) !!! (@Serge, à rajouter en hypothèse)
Hervé
Oui, si on n'avait aps fermé Fessenheim et SPX, on blulerait bcp moins de gaz. Si on avait construit d'autres réacteurs au lieu de gaspiller dans les ENR, on brulerait presque pas de gaz. A cette heure: Nucléaire : 55% Gaz: 7% Imports: 7% Malgres le parc en berne, la France est le meilleur d’Europe de l'ouest en émission de GES ... Bien mieux que les pays qui ont appliqué massivement les bêtises que vous préconisez.
Serge Rochain
Quand le nucléaire tombe en panne on accuse l'autre.... tien, il y a l'ARENH qui passe, c'est lui qui a collé la moitié des réacteurs en carafe. Toujours l'art et la maniere de détourner le sujet.
APO
EDF a bien été spolié ces dernières années... Pour le Back-Up on est d'accord, c'est à EDF de le faire, si on lui liasse les moyens financiers de le faire... Les surprofits des ENRv devraient être reversés en intégralité à EDF pour préparer le réseau électrique sérieusement donc des Back-Up additionnels sous forme de STEP (c'est plus qu'Urgent).
APO
De mois en mois, cela devient une évidence que le secteur des ENRv n'est là que pour faire du fric (et uniquement du fric) sans aucune notion de Services Publics pour les citoyens. Quelles démarches a fait le secteur des ENRv pour des solutions de Back-Up bas carbone pour ses productions qui sont soit trop hautes soit trop basses de manière régulière !? DirectEnergie (puis Total) ont fait 0.5 GW de Gaz à Landivisiau (moyennant une prestation payée pour garantie de capacité de 40 millions d'Euros annuels, pas mal pour une installation à Gaz donc émettrice de CO2 et ce même si la production est élevée ou faible, juste pour la capacité... )
Serge Rochain
Quelle salve de message venimeux..... vous apparaissez tel que vous êtes quand vous ne vous maitrisez plus. Vous ne m'amusez plus, maintenant vous me fatiguez, allez vendre votre soupe nucléaire ailleurs et ne vous embourbez pas dans ses restes, ils sont aussi toxiques que vous.
APO
Cher Serge, De vous lire écrire le type de message m'amuse venant de votre part !!! Question de Venin à propager, j'ai encore tant de leçons à prendre avec vous Cher Monsieur !!! Et question toxicité, j'aurais du mal à réussir à arriver au cumul que vous avez essaimé ça et là depuis des années... Vous m'amusez Monsieur Serge !
APO
@Serge, Venant de quelqu'un qui serpente en permanence avec certes un peu de vrai, mais ô combien de raccourcis bidon, voir comploto-mensonger, vous me complimentez...
Herté07
Vous oubliez volontairement les coûts induits des renouvelables intermittents, sur les autres sources de productions. Comme les renouvelables sont prioritaire sur le réseau, quand il y a plein vent et plein soleil les autres sources produisent au ralenti ou sont arrêtées et donc leur facteur de charge diminue mécaniquement!
Rochain
L'argument serait vrai si en même temps que la moitié des réacteurs sont à l'arrêt on ne brûlait pas en continu 8 GW f'u' gaz coûteux et qu'on importait pas ! Mais ce n'est pas le cas ! Les réacteurs sont à l'arrêt depuis des mois ! Soleil et vent lorsqu'ils sont présents en abondance ne permettent que de faire des économies de gaz et d'importation. Je n'oublie rien et surtout pas volontairement, cette insinuation est insultante, mais avec les nucleophiles j'ai l'habitude.!
Hervé
Le problème c'est que quand le soleil et le vent ne sont pas la , ils ne permettent pas de faire des économies de gaz alors qu'un parc de réacteur correctement entretenu (comme c'etais avant) si!
Tala Fawaz
Des propos d'une grande qualité, qui prouvent cependant la fin des mécanismes de soutien et leur ineffectivité à encourager les énergies renouvelables ! Avec la règle du déplafonnement notamment, la hausse des prix n'inciterait pas les producteurs à délaisser les mécanismes étatiques de soutien en faveur de mécanismes plus rentables tels que les CPPAs ? Vu que finalement le complément de rémunération supposé les aider ne fait qu'alimenter les caisses de l'Etat
Serge Rochain
Vous préférez accuser EDF d'avoir mal entretenu ses réacteur pour justifier l'état lamentable du parc actuel ? Selon l'IRSN ils ont parfaitement entretenu le parc, mais on ne savait pas ou préferait croire qu'on pouvait faire du suivi de charge avec le nucl"aire en lui faisant faire du yoyo.... mais ça ne marche pas, plus on leur impose la variabilité de puissan,ce moins ils en sont capable.... alors ça ne dure pas longtemps, ils reste en caraf au bord de la route ! vous connaissez nuclear monitor ? allez donc voir l'état du parc !
Hervé
C'est pas Edf qui est directement en cause mais les directions et politiciens qui fixent les priorités. Par exemple pendant le covid, on n'entretenait plus les réacteurs mais on plaçait la fibre... La découverte tardive de fissures et la gestion des prioritées dans cette crise semble du même accabit. Aprés le suivi de charge du nucléaire a ses limites, la dessus je suis d'accord: pour suivre la conso, c'est faisable en couplage avec l'hydrau, par contre pour suivre le yoyo des Enri, clairement non! Il manque au moins 20GW de centrales fossiles rapides pour accompagner les ENri qu'on a mises en place.
Serge Rochain
APO :"(hélas Non et les journées d'exception à votre modèle présenté sont nombreuses, hélas enocre une fosi !)" Ce que répondent les ânes fainéants qui ne consultent pas les statistiques et pensent selon leur idéologié.... ,comme si les jours de semaine chomés étaient majoritaires dans l'année !!! Inutile d'aller plus loin avec les négationistes visceraux.
victor
Toujours aussi fantaisiste le Sieur Rochain. Après avoir relu tous les échanges et la prose illuminée du Sieur je me demandais s'il n'était pas le conseillé énergie de Mélanchavez annonçant doctement que le nucléaire était définitivement intermittent lorsque qu'une centrale du bord du Rhone devait baisser sa production pour ne pas trop chauffer le Rhône. Vivement que ces deux là prennent le pouvoir et démontrent par la preuve leurs thèses....un peu comme le Belges qui tardent à conclure: on ferme oui ou non le nucléaire? Bon courage à AP0@ qui s'obstine à argumenter les propos du Sieur.
choppin
Je lis tout ces commentaires avec un sourire amer. Mes collègues et moi-même, avons commis une grave erreur : une tres mauvaise rencontre qui nous a brutalement fait disparaitre des écrans radars. Nos 40 années d'expérience dans la pyro-gazéïfication des déchets solides et secs et solides et toutes les applications de production d'energie qui en découlent ne sont pas utilisées même si nous suscitons énormément de curiosité. Un excellent procédé de production de toute forme d'energie, je dis bien toutes et singulièrement de l'électricité et de façon pilotable (!!), s'enfonce petit à petit dans les ténèbres de l'histoire des sciences. Qui peut résister à 5 années passées sous examen par un TGI (le TGI est l'endroit idéal pour juger d'un litige commercial, c'est bien connu !) incompétent ça ne surprendra personne. Nous attendons toujours ses conclusions et ça risque de durer encore longtemps et nos caisses sont vides. En fait nous travaillons en finançant nous-mêmes et à la hauteur de nos pensions de retraite, nos projets . Ajouter à cela une attitude hostile de l'ADEME tout aussi incompétente sur art tres difficile, qui a financé abondamment des procédés soient tres classiques soit au contraire trop futuristes et inadaptés dans un process où on atteint 1100°C au maximum, a fait de mauvais choix. Résultat des courses : personne ne maitrise correctement la la pyro-gazéïfication en France, l'ADEME jette le bébé avec l'eau du bain et espère effacer ainsi les traces de ses erreurs. Voilà le contexte mortel dans lequel nous évoluons Un seul espoir : une reprise par un ou des des industriels intelligents et courageux.
Vincent
Le gaz n'est pas rare il n'est plus beaucoup cherché et on ne trouve pas ce que l'on ne cherche plus. Si l'on veut continuer avec les ENR il faut combler l'intermittence avec l'exploitation du gaz de schiste français ?

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