Note. Prix de l électricité et CSPE* Quelles évolutions? Quel impact pour le consommateur? Eléments pour une stratégie nationale

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1 Note Prix de l électricité et CSPE* Quelles évolutions? Quel impact pour le consommateur? Eléments pour une stratégie nationale Série politique ENP 23 Février 2011 * Contribution au service public de l électricité

2 AMORCE est une association de 400 collectivités territoriales regroupant plus de 55 millions d habitants (communes, intercommunalités, conseils généraux, conseils régionaux) et 200 professionnels. Les trois domaines d action d AMORCE sont : - La gestion de l énergie et le développement des énergies renouvelables - Les réseaux de chaleur - La gestion des déchets Dans ces trois domaines, AMORCE intervient sur les composantes des choix que doivent faire les collectivités territoriales : La technique L impact sur l environnement La réglementation L économie (coûts, financements, fiscalité) Les modes de gestion, les marchés L organisation entre les structures et les différents niveaux de collectivités Les politiques aux niveaux européen, national, territorial L information, la concertation, le débat public Les objectifs d AMORCE : - Organiser l échange des connaissances et des expériences entre les membres de l association, afin que chacun dispose des informations les plus récentes et les plus pertinentes pour gérer au mieux les déchets et l énergie sur son territoire. - Défendre les positions des collectivités locales en matière d énergie, de réseaux de chaleur et de déchets. - Proposer aux décideurs européens et nationaux des réformes qui améliorent les conditions économiques et juridiques de gestion de ces problématiques par les collectivités. Notre représentativité et notre compétence sont reconnues aussi bien dans le domaine de l énergie que des déchets. L action d AMORCE se situe à l échelle locale, dans un cadre national et, de plus en plus, au niveau européen. 2

3 SOMMAIRE 1. OBJECTIFS EVOLUTION DE LA FACTURE Définition de trois consommateurs domestiques types Evolution et répartition de la facture annuelle Impact du TPN Evolution du prix de marché européen Comparaison européenne LA CONTRIBUTION AU SERVICE PUBLIC DE L ÉLECTRICITÉ (CSPE) Présentation Budget prévisionnel pour Evolutions de la CSPE du point de vue du consommateur Evolutions des dépenses de CSPE Une augmentation nécessaire Derniers éléments fournis par la CRE Hypothèses pour le photovoltaïque Evolution de la contribution et des tarifs de l électricité «Responsabilité» du photovoltaïque dans l évolution Prévisionnel du coût du photovoltaïque et de l éolien à Scénario 1 : dynamique Grenelle conservée scénario 2 dynamique grenelle freinée Un écart de l ordre du simple au double pour le coût du photovoltaïque dans la CSPE Quel éolien, quel photovoltaïque? Coût cumulé et analyses de sensibilité De la difficulté des analyses économiques CONCLUSION : UN ARBITRAGE DIFFICILE POUR UNE OPPORTUNITE STRATEGIQUE..21 ANNEXE 1 TARIFS REGLEMENTES DE FOURNITURE D ELECTRICITE A UN CLIENT DOMESTIQUE...23 ANNEXE 2 INFLUENCE DES PRINCIPALES HYPOTHESES ECONOMIQUES SUR LES RESULTATS...24 rédaction : AMORCE : Emmanuel Goy, Eléonore Duée, avec la participation de Philippe Tostain, Viceprésident énergie-climat. Les remarques et suggestions pour consolider les calculs et réflexions menés ici sont les bienvenues et peuvent être adressées à : egoy@amorce.asso.fr 3

4 1. OBJECTIFS Alors que le développement des énergies renouvelables électriques est de plus en plus cité comme une cause d augmentation de la facture des clients domestiques, la présente note a pour objet de faire le point sur : les évolutions passées de la facture moyenne d électricité en France analyse basée sur 3 consommateurs types les évolutions des charges supportées par la Contribution au service public de l électricité (CSPE) Une comparaison avec les prix de l électricité en Europe est proposée, ainsi qu une estimation de l évolution des montants de la CSPE selon différents scenarii de développement du photovoltaïque et de l éolien. L objectif de cette analyse est double : estimer l impact à moyen terme du développement de ces filières sur la facture d électricité des consommateurs, élément important pour les collectivités auxquelles les compétences en matière de distribution publique et de fourniture aux tarifs réglementés confèrent réglementairement un rôle important dans la garantie de l accès à l énergie pour tous les administrés. apporter aux collectivités qui mènent des programmes d actions sur l énergie, par exemple au travers des Plans climat-énergie territoriaux, des éléments objectifs sur le coût et les enjeux du développement de ces filières. Cette note vient en cela compléter un important travail sur le coût des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables et à la maîtrise de l énergie publié récemment 1. Ce travail apporte également des éléments de réflexion à l heure où un positionnement stratégique de l Etat est nécessaire sur le photovoltaïque notamment. Le «rapport Charpin» En mars 2010, les Ministres du développement durable et de l économie ont confié au Conseil général de l industrie, de l énergie et des technologies (CGIET) et à l Inspection générale des finances (IGF) une mission relative à la régulation et au développement de la filière photovoltaïque en France. Cette mission avait pour objet d identifier les mécanismes et acteurs ayant conduits à l augmentation très forte des demandes de contrats d achat fin 2009 et de proposer des améliorations aux mesures de soutien à la filière industrielle. Elle a notamment procédé à une quantification du coût pour la CSPE du développement du photovoltaïque en France (voir ci-dessous) dont les principales hypothèses ont été analysées et, pour certaines, reprises ici. Les premières préconisations de cette mission ont conduit à la baisse des tarifs d achat en septembre 2010, l analyse financière globale ayant largement contribué ensuite à la décision du moratoire sur les nouveaux contrats d achat prise par le gouvernement début décembre pour les installations au sol et en toiture de bâtiments non résidentiels. 1 «Soutiens financiers aux énergies renouvelables et à la maîtrise de l énergie ; coûts et enjeux pour les collectivités» Ref ENP20 déc disponible sur 4

5 2. EVOLUTION DE LA FACTURE 2.1 Définition de trois consommateurs domestiques types Pour analyser l évolution du prix de l électricité pour le consommateur, trois consommateurs types ont été définis : Petit consommateur abonnement de 3 kva usages spécifiques, équipement modeste kwh/an Moyen consommateur 6 kva option double tarif - équipement standard + chauffe eau électrique kwh/an Gros consommateur 12 kva option double tarif - équipement standard + chauffe eau + chauffage électrique kwh/an 3 L analyse est menée ici à partir des tarifs réglementés de fourniture qui représentent en France 95% du marché de la fourniture d électricité aux clients domestiques Evolution et répartition de la facture annuelle Les graphiques ci-après présentent l évolution de la facture annuelle pour ces trois consommateurs, en détaillant la consommation, l abonnement, les taxes et contributions. Ils montrent que, pour les petits consommateurs, l augmentation de la part fixe a entraîné une forte augmentation de la facture à partir de Pour les autres consommateurs, c est l augmentation de la part variable (le prix du kwh) qui entraîne une augmentation de la facture annuelle, ce qui est plus cohérent avec une politique incitatrice en matière de maîtrise de l énergie. 2 le niveau de 1000 kwh/an correspond à un consommateur très modeste : par exemple une personne seule avec un peu d éclairage, un appareil de froid domestique, un lave linge, un téléviseur et quelques autres appareils peu utilisés. Si les équipements sont performants, le taux d équipement peut être sensiblement plus élevé. 3 Soit environ 170 kwh/m2 par an d énergie finale pour le chauffage et l eau chaude sanitaire dans un logement de 70 m 2. Pour les plus grands logements, le chauffage électrique est en principe moins développé ou utilisé différemment (phénomènes de privation pour les familles modestes, appoint par appareils indépendants de chauffage au bois voire pétrole ) 4 les offres de marché représentent 5,2% des contrats de fourniture d électricité à des particuliers à fin 2010 (source CRE). Le volume de consommation que cela représente est également de 5,2%. Les offres hors tarifs réglementés permettent aujourd hui a un consommateur domestique moyen de réaliser une économie de l ordre de 3% sur sa facture annuelle. Les contrats proposés sont généralement de 12 mois, avec une indexation calée sur l évolution des tarifs réglementés. 5

6 La Contribution au service public de l électricité apparaît à partir de 2002, année de sa mise en place 5. A partir de 2009, la «Contribution au tarif d acheminement» a été ajoutée sur les factures. Cette composante était auparavant intégrée à l abonnement : elle est prise en compte ici dans la poste «abonnement» également pour les années 2009 et 2010 pour simplifier la lecture du graphique 6. Les résultats précédents sont tous en euros courants : ils mettent en évidence notamment l évolution des tarifs 7. Le graphique ci-après met en regard cette évolution avec l inflation, pour comparer pour les 3 consommateurs types l évolution du coût de l électricité par rapport au coût de la vie. 5 Le montant initial était de 0,3 c /kwh, puis 0,33c en 2003, puis 0,45 c à partir de 2004, soit 4,5 par MWh. Le montant est de 7,5 /MWh depuis La CTA est basée sur le Tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE) et dépend uniquement de la puissance souscrite. Elle est collectée par les fournisseurs pour le compte de la caisse nationale de retraite des industries électriques et gazières (CNIEG). 7 L ensemble des paramètres tarifaires utilisés pour ces calculs est détaillé en annexe. 6

7 Cette analyse permet de constater les éléments suivants : l électricité au tarif régulé a augmenté moins vite que l inflation entre 2002 et 2008 les hausses tarifaires ces deux dernières années ont rattrapé l écart avec l inflation pour les consommateurs moyens les petits consommateurs ont subi une forte augmentation en 2009 du fait de la très forte hausse de l abonnement : l accès au service devient plus cher pour les plus modestes l augmentation pour les gros consommateurs reste inférieure à l inflation, ce qui favorise le chauffage électrique avec un niveau de 4,5 / MWh, la CSPE représente en 2010 environ 3,5% de la facture TTC pour un client domestique Pour 2011, une hausse globale des tarifs de 3% a été annoncée, pour une inflation prévue de 1,5%, mais la structure tarifaire n est pas encore connue, ce qui ne permet pas de compléter cette analyse par client type. Le chapitre ci-après sur la CSPE permet de voir dans quelle mesure cette hausse peut être attribuée au développement du solaire photovoltaïque (voir 3.4.3). En résumé, la politique tarifaire de la décennie de la France est caractérisée au final - par une indexation sur l inflation, à la différence de ses partenaires européens, comme nous allons le voir ci-après. 2.3 Impact du TPN Mis en place et défini par le décret n du 8 avril 2004, le Tarif de première nécessité (TPN) apportait jusqu en 2010 une réduction de 30 à 50% sur l abonnement et les consommations (dans la limite de 100 kwh par mois). Depuis le 1 er janvier 2011, ces taux ont été augmenté de 10%. Le TPN ne s applique que sur des abonnements de puissance souscrite inférieure ou égale à 9 kva. Il est accessible à une famille dont le quotient social est inférieur ou égal à celui ouvrant droit à la Couverture Maladie Universelle Complémentaire 8. Le graphique ci-contre montre l impact du TPN sur la facture annuelle de 2010 du petit et moyen consommateurs tels que définis précédemment. La réduction moyenne constatée est de l ordre de 80 euros par an. Pour 2011, la réduction sera de l ordre de 95 euros, ce qui va globalement compenser l augmentation des tarifs. Ce niveau de réduction permet de faciliter l accès à l électricité pour les besoins de base mais n est pas adapté pour aider les familles à se chauffer. Etant un tarif réglementé, le TPN est délivré uniquement par EDF et les Entreprises locales de distribution (ELD 9 ). Il peut quand même être demandé par un client ayant souscrit un contrat à un tarif de marché. Si ce client est éligible, il est alors repris en fourniture par EDF (ou l ELD selon le territoire). 8 soit par exemple 1332 par mois pour un couple avec deux enfants (montant en vigueur depuis le 01/07/2010) ménages bénéficient du TPN à fin Entreprises de distribution et fourniture d électricité qui sont restées, suite à la loi de nationalisation de 1946, sous la responsabilité directe des collectivités sans entrer dans le giron de EDF et GDF. Elles assurent environ 5% de la distribution de l électricité en France. 7

8 2.4 Evolution du prix de marché européen Le graphique ci-dessous montre l évolution du prix moyen de l électricité sur le marché européen (moyennes trimestrielles et annuelles du prix de gros) 10. L augmentation moyenne du prix de marché entre 2005 et 2010 est de 4% par an, illustré par la tendance tracée en pointillée sur le graphique. Ce niveau de hausse est relativement modeste, mais il faut noter qu entre 2005 et 2008 (juste avant la crise économique), la hausse moyenne était de 21% par an. Cet écart très important illustre bien la difficulté à prédire l évolution des prix de l électricité dans un marché ouvert et les risques de forte augmentation des prix à moyen terme. 2.5 Comparaison européenne Le graphique ci-dessous présente les prix moyens de l électricité pour un consommateur domestique moyen ayant une consommation annuelle entre 2500 et 5000 kwh (source : Eurostat). 10 source : observatoire de la CRE - la moyenne annuelle présentée ici est calculée de octobre à septembre de l année suivante, pour coller aux données disponibles 8

9 Seule la Grèce affiche un coût de l électricité inférieur à la France pour le consommateur domestique, du fait notamment d une fiscalité particulièrement faible. En hors-taxes, le montant le plus faible est celui de la France (25% plus faible que la moyenne voir graphique ci-dessous). L écart entre le prix moyen en France et la moyenne européenne laisse ouverte la possibilité d une augmentation sensible des factures pour les clients, dans un contexte d ouverture des marchés à plus de concurrence décidée par l Union européenne et qui se poursuit avec la Loi Nome 11. Ce deuxième graphique montre que la nette augmentation du prix de marché de l électricité en Europe à partir de 2004 / 2005 n a pas été suivie de hausses de tarifs en France, contrairement aux autres pays comme l Allemagne ou le Royaume-Uni où l ouverture à la concurrence a été menée plus largement. A noter qu il s agit là de prix hors-taxes. Le graphique précédent montre que l Allemagne assume un prix de l électricité très élevé pour les consommateurs, dans une stratégie de baisse de consommation sur cette énergie très carbonée outre-rhin. Les choix politiques menés en France sur l énergie ces dernières décennies ont protégé le consommateur français de prix de l électricité élevés. Mais ils ont aussi freiné le développement de la maîtrise de l énergie et des énergies renouvelables qui représentent les nouveaux enjeux de l équilibre énergétique. Nous allons examiner quel en sera le coût pour le photovoltaïque. 11 Loi n du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l'électricité 9

10 3. LA CONTRIBUTION AU SERVICE PUBLIC DE L ÉLECTRICITÉ (CSPE) 3.1 Présentation Mise en place par la Loi du 10 février , La Contribution au service public de l électricité (CSPE) compense les charges supportées par EDF et les Entreprises locales de distribution (ELD) dans le cadre de missions de service public qui leur sont confiées. Elle finance ainsi : les surcoûts liés à l achat aux tarifs fixés par arrêtés - de l électricité produite à partir de la cogénération et des énergies renouvelables. des dispositions sociales dont le Tarif de première nécessité 13 les surcoûts de production de l électricité dans les Zones non interconnectées 14. Il est à noter que le coût de la péréquation tarifaire dans les Zones non interconnectées et de certaines dispositions sociales était précédemment supporté directement par EDF. L ouverture des marchés a conduit à sortir cette dépense des comptes d EDF pour qu elle soit financée par l ensemble des consommateurs (et pas les seuls clients d EDF) et ne pénalise pas cette entreprise dans le jeu de la concurrence. La CSPE est contrôlée par la Commission de régulation de l énergie (CRE). 3.2 Budget prévisionnel pour 2010 Ventilation du budget prévisionnel de la CSPE pour 2010 (source : CRE) Le montant total de la CSPE pour 2010 a été estimé par la CRE à 2,2 Md. La péréquation reste le premier poste de dépenses, devant la compensation des surcoûts d achat de la production d électricité des cogénérations. Le photovoltaïque ne représentait que 5% du total dans cette prévision. Cette prévision de charge a été récemment ré évaluée à la hausse par la CRE pour 2010, ce qui porterait le photovoltaïque à un peu plus de 10% dans la répartition ci-dessus 15. Les charges constatées réellement pour l année 2010 seront connues fin Loi relative au développement et à la modernisation du service public de l électricité. 13 Une partie des sommes versées par EDF et les ELD dans les Fonds de solidarité logement, au titre des impayés d énergie, est également compensée par la CSPE. 14 ZNI : Départements d Outremer, Corse et autres îles françaises non raccordées au réseau continental où les tarifs réglementés de l électricité s appliquent alors que les coûts de production sont nettement plus élevés et dépendent fortement des énergies fossiles (400 M d achat de combustibles dans les charges prévisionnelles de EDF pour les ZNI en 2010, sur un coût total de production de 940 M ). A noter que depuis 2003, cette péréquation tarifaire a été mise en place progressivement pour Mayotte, ce qui représente aujourd hui un coût de 50 M pour la CPSE dans le prévisionnel Estimation basée initialement sur 320 MW installée fin 2010, contre 860 qui devraient être réalisés au final 10

11 3.3 Evolutions de la CSPE du point de vue du consommateur La part de la CSPE dans la facture des usagers à évolué comme suit (basé sur les trois consommateurs types définis au 2.1) : Les traits horizontaux verts indiquent le montant unitaire de la contribution (échelle de droite). Lors de la mise en place de la CSPE en 2002, celle-ci représentait environ 0,5% de la facture totale. Cette part est ensuite montée vers 0,8% avec le passage à 4,5 /MWh en 2004, puis a progressivement baissé au fil des augmentations tarifaires. Pour 2011, les tarifs n étant pas encore connus, le résultat de 1,2% est obtenu en appliquant le nouveau montant de 7,5 /MWh avec la structure tarifaire de Si les tarifs 2011 hors CSPE augmentent, la part de la CSPE sera légèrement plus faible que celle indiquée ici. 3.4 Evolutions des dépenses de CSPE Le graphique ci-après présente l évolution des dépenses de la CSPE par année et par poste. En pointillé est tracée l évolution du prix moyen de l électricité sur le marché européen pour ces années. Il est intéressant de noter que lorsque le prix de l électricité sur le marché européen augmente : le coût de la cogénération et des énergies renouvelables baisse (à puissance installée constante) puisque la compensation correspond au surcoût entre les tarifs d achat et le prix de marché le coût de la péréquation augmente du fait de l augmentation des coûts de production dans les zones non interconnectées (un prix de marché de l électricité élevé en Europe traduit généralement un prix des énergies fossiles élevé sur le marché international ; les ZNI étant encore très dépendantes des énergies fossiles pour la production d électricité, les surcoût de production par rapport aux tarifs réglementés augmentent). Le poste «social» reste peu élevé et augmente assez peu : il ne représente respectivement que 3,3 et 1,4% dans les prévisionnels 2010 et 2011 le TPN est dépendant du tarif réglementé, dont l évolution est encadrée, son coût unitaire augmente donc relativement peu son attribution reste basée sur une démarche volontaire de la famille qui doit remplir un dossier de demande et doit renouveler sa demande chaque année 16 les montants versés par EDF et les ELD dans les Fonds de solidarité logement pour la gestion des impayés augmentent peu malgré l augmentation importante du nombre de dossiers traités par les conseils généraux dans ces dispositifs ces dernières années. 16 Une attribution «automatique» est prévue pour le tarif social gaz avec la Loi Nome. Ce n est pas encore le cas pour l électricité. Le nombre de bénéficiaires du TPN était de en Il est estimé à en 2011 par la CRE. (la baisse étant liée à la non tacite reconduction). 11

12 La péréquation tarifaire et, dans une moindre mesure, la cogénération restent les principaux postes jusqu en 2010 : ces deux postes représentent 94% de la CSPE en 2008 et 71% en 2010 (prévisionnel). Le surcoût des tarifs d achat cogénération et renouvelables est directement lié au prix moyen de l électricité sur le marché européen. Il est intéressant de noter quʼen 2008 les énergies renouvelables ont représenté un coût nul à la CSPE : le prix élevé de l électricité sur le marché (juste avant la crise) a dépassé celui des tarifs d achat de la petite hydraulique le surcoût de l éolien était très faible (tarifs d achat proches du prix de marché) le photovoltaïque était encore peu développé. Le prévisionnel de 2011 marque une forte évolution du poste «contrats d achat électricité renouvelable». Ce point est détaillé ci-après. 3.5 Une augmentation nécessaire Derniers éléments fournis par la CRE Le montant de 4,5 par MWh est aujourd hui insuffisant pour faire face aux charges de la CSPE. Les éléments suivants ont été exposés par le président de la CRE lors de la table ronde CSPE photovoltaïque à l Assemblée nationale le 20 novembre dernier : les charges constatées pour 2009 sont de 3,4 Md. EDF subit donc un défaut de compensation (les ELD, qui représentent 5% de la CSPE, continuent à être intégralement compensées) la dette de la CSPE envers EDF s élève à 1,4 Md à fin 2009 ; cette dette sera augmentée d au moins 1 Md selon les estimations ajustées pour 2010 selon la CRE, la contribution devrait passer à 9,3 /MWh pour couvrir les charges de 2011 et un complément de 3,6 /MWh serait à ajouter pour couvrir la créance d EDF Le graphique ci-contre présente la répartition des charges prévisionnelles pour 2011 calculées par la CRE. La Ventilation du budget prévisionnel de la CSPE pour 2011 (source : CRE) compensation des surcoûts des tarifs d achats des énergies renouvelables devient le premier poste, devant la péréquation tarifaire pour les ZNI et la cogénération. Le coût du photovoltaïque est estimé à 1 Md M exactement, dont 83 M pour les ZNI. 12

13 3.5.2 Hypothèses pour le photovoltaïque L évolution du surcoût des contrats d achat d électricité renouvelable financé par la CSPE est présentée dans le graphique cicontre. Il confirme qu en 2008 l hydraulique et la valorisation énergétique des déchets ont permis d équilibrer ce poste dans le bilan. La part de l éolien a augmenté fortement entre 2008 et 2009, plus du fait de la baisse des prix de marché de l électricité que de l augmentation des puissances installées. Le volume lié à l éolien est relativement stable dans les prévisions 2010 et Le photovoltaïque est la filière qui justifie l augmentation de ce poste. Les chiffres retenus par la CRE pour cette filière sont détaillés ci-après. Pour l estimation des charges de 2011 présentée ci-dessus, la CRE a retenu les hypothèses suivantes pour le photovoltaïque : Une puissance supplémentaire de 1400 MW sera raccordée au cours de l année Le parc photovoltaïque considéré est ainsi de : 200 MW à fin 2009 ; 900 MW à fin 2010 et 2300 MW à fin Une production moyenne équivalent à 1100 heures 19 Un prix de marché moyen de l électricité à 55 /MWh Sur 2100 MW en service à fin 2011, 1750 MW bénéficient des tarifs arrêtés en 2006 soit un tarif moyen de 532 /MWh, correspondant à 80% d installations intégrées en toiture et 20% d installations au sol MW bénéficient des tarifs arrêtés en % des installations étant considérées intégrées en toitures, soit un tarif d achat de 580 /MWh Les deux derniers points ci-dessus conduisent à un tarif d achat moyen du photovoltaïque pour 2011 retenu par la CRE à 537 /MWh. Ces éléments amènent les remarques suivantes sur les hypothèses retenues par la CRE : Le niveau de production moyen de 1100 heures paraît assez important, compte tenu des contraintes d implantation en toitures (orientation et inclinaison pas toujours optimisées, présence d ombres portées) et de défauts potentiels d exploitation. Retenir un niveau de tarif d achat de 580 /MWh pour les nouveaux générateurs, contre 532 pour les anciens, revient à considérer que la baisse significative des tarifs opérée en septembre 2010 n a aucun effet sur les surcoûts d achat en 2011, ce qui semble assez pessimiste. Le tarif d achat moyen augmente dans le prévisionnel de 2011 par rapport à celui de 2010 (537 contre 487 /MWh), alors que les tarifs arrêtés en 2010 ont marqué une nette baisse pour les centrales au sol et pour les installations sur des bâtiments non résidentiels Dont 2100 pour EDF et 2300 pour les ELD Cette hypothèse prend en compte un rythme de raccordement par ERDF de 300 MW par trimestre, compte tenu de l augmentation des puissances unitaires des installations raccordées et du rythme constaté en 2010 ((les raccordements par trimestres sont passés de 70 MW début 2010 à 240 fin 2010). Elle est donc éloignée des MW de la file d attente, dont une grande partie des projets (dits «spéculatifs») ne devrait pas être réalisée au final. 19 Soit 1100 kwh produits en moyenne par an par kw de photovoltaïque en service 20 Correspond à la répartition constatée en le tarif d achat pour les contrats signés avant 2011 est ajusté selon des indices qui le font globalement suivre l inflation. Cependant, compte tenu des puissances installées avant 2011 plus faibles que les puissances supplémentaires raccordées en 2011, et de la faible inflation, cet aspect a peu d influence sur le résultat. 13

14 3.5.3 Evolution de la contribution et des tarifs de l électricité De 4,5 /MWh en 2010, la contribution a été portée, au travers de la Loi Nome, à 7,5 /MWh à partir du 1 er janvier Le niveau est donc inférieur à ce qui était demandé par la CRE. Ce niveau engendre, pour le petit consommateur type de cette étude (voir 2.1), une augmentation de 2% de la facture annuelle par rapport à Pour les consommateurs moyen et gros, l augmentation est de 3%, en cohérence avec l annonce du gouvernement sur l évolution des tarifs «Responsabilité» du photovoltaïque dans l évolution L écart de compensation du tarif d achat photovoltaïque entre les prévisionnels de la CRE pour 2010 et 2011 est de 822 M. Le volume d électricité soumis à contribution étant de 375 TWh, le coût supplémentaire du photovoltaïque à supporter par les consommateurs au travers de la CSPE est de 2,2 /MWh. Le tableau ci-contre permet d apprécier, en valeur absolue et relative, l augmentation de la facture d électricité pour les trois consommateurs types définis ci-avant. Pour un consommateur moyen, la consommateur type facture va augmenter de 20 entre 2011 et 2010, la part due au photovoltaïque étant de 14. Le photovoltaïque est donc responsable de près des trois quarts de l augmentation, mais pas de sa totalité comme on a pu le lire et l entendre assez largement. Le reste est dû principalement à l augmentation de la péréquation tarifaire selon le prévisionnel pour On peut par ailleurs noter que seuls 375TWh sur les 450 de consommation totale contribuent, ce qui fait peser le développement des énergies renouvelables plus sur les ménages que sur les grandes industries qui bénéficient d un plafonnement de CSPE. Il est enfin important de rappeler que le passage de la contribution à 7,5 /MWh n est pas suffisant pour recouvrir la dette envers EDF (voir 3.5.1). La CRE demandait un montant de 12,9 /MWh, ce qui aurait conduit à une augmentation de la facture de 8,3% pour le consommateur moyen mais le photovoltaïque n aurait alors été responsable que d un quart de l augmentation. augmentation avec CSPE à 7,5!/MWh dont part d'augmentation due au photovoltaïque en!/an en % en!/an en % petit 4! 2,0% 3! 1,5% moyen 20! 3,0% 14! 2,2% gros 57! 3,0% 42! 2,2% Le fait que toutes les charges ne soient plus compensées à EDF, par décision de plafonner la CSPE à 7,5 /MWh pour ne pas trop augmenter le prix de l électricité, fait apparaître artificiellement une part plus importante de la CSPE due au photovoltaïque dans le prévisionnel établi par la CRE. 14

15 3.6 Prévisionnel du coût du photovoltaïque et de l éolien à 2020 AMORCE a souhaité ici reconstruire l estimation menée par la Direction des finances («rapport Charpin» - voir page 4) pour mieux apprécier les enjeux financiers et les paramètres qui les influencent et tenter d apporter ainsi une vision objective sur ce sujet complexe, qui fait l objet de communications peu précises dans les grands médias. Pour établir une estimation des montants de compensation à venir, les hypothèses suivantes ont été retenues : Tarifs d achat en vigueur avant le moratoire du 9 décembre 2010, ces tarifs intégrant une baisse de 10% par an à partir de 2012 Référence pour le calcul de la compensation : le prix moyen de marché de l électricité (60 en 2010) Augmentation du prix de marché de l électricité de 4% par an (en cohérence avec les éléments présentés au 2.5 et avec les hypothèses du rapport Charpin) Actualisation économique de 4%/an Prise en compte de l indexation des tarifs d achat selon l année de signature du contrat 22 Prise en compte de l indexation des tarifs pour les contrats existants 23 Pas de prise en compte d une éventuelle baisse de production au fil des années (hypothèse simplificatrice qui majore très légèrement la production donc le coût et les gains en fin de contrats) Photovoltaïque : 25% des nouvelles puissances installées au sol, 30% en résidentiel et 45% sur des bâtiments non résidentiels 24 Eolien : à partir de 2015, la moitié de la puissance installée est en offshore Il est à noter que pour les générateurs photovoltaïques de petite puissance en toiture (cas des installations chez des particuliers), l électricité produite est intégralement injectée sur le réseau pour bénéficier du tarif d achat bonifié, mais, compte tenu des puissances en jeu, les kwh sont consommés à proximité immédiate du site de production, en sollicitant très peu le réseau de distribution et aucunement le réseau de transport. Le Tarif d utilisation des réseaux publics d électricité (Turpe) est pourtant appliqué sur ces kwh lorsqu ils sont revendus par EDF aux consommateurs finals du quartier. Le photovoltaïque participe ainsi au financement d infrastructures de réseaux qu il n utilise pas : ce bénéfice n est pas pris en compte dans les calculs de coûts de cette filière. En première approche, l application du prix de détail (120 /MWh) de l électricité au lieu du prix de gros pour le calcul de la compensation conduirait à une baisse d un tiers du coût du photovoltaïque pour la CSPE. Cet ordre de grandeur doit inciter à revoir le mode de calcul : a minima, la part transport du tarif d utilisation des réseaux ne devrait pas s appliquer au photovoltaïque puisque les puissances en jeux font que ce mode de production très décentralisé ne sollicite pas le réseau de transport. Pour la part distribution, une étude plus fine est nécessaire pour voir dans quelle mesure le photovoltaïque sollicite ou soulage les réseaux de distribution. Les calculs sont menés jusqu en 2040, en cohérence avec l échelle de temps à prendre en considération dans ces investissements lourds en termes de soutien public à court et moyen terme mais aussi en termes d enjeux énergétiques et industriels à moyen et long terme, compte tenu de l indispensable évolution du mix énergétique mondial. Une analyse de sensibilité sur l augmentation du prix de l électricité 25 et sur la prise en compte d une actualisation économique est proposée à la fin de ce chapitre. 22 pour l éolien, baisse d environ 0,5% par an 23 Indexation selon un indice K = 0,4 + 0,6 x indice moyen de l industrie pour l éolien et K = 0,8 + 0,2 x indice moyen de l industrie pour le solaire (indexation globalement plus faible que l inflation ; indexation pour le solaire 3 fois plus faible que pour l éolien). Détails des tarifs : arrêté du 17 novembre 2008 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent ; arrêté du 31 août 2010 fixant les conditions d achat de l électricité produite par les installations utilisant l énergie radiative du soleil. 24 Répartition difficile à estimer à priori hypothèses retenues ici cohérentes avec les données de raccordement ERDF sur 2010 et le rapport Charpin. 25 Dans l étude «Soutiens financiers aux énergies renouvelables et à la maîtrise de l énergie ; coûts et enjeux pour les collectivités» Ref ENP20 déc disponible sur nous avons retenu une augmentation de 4,5% par an. 15

16 3.6.1 Scénario 1 : dynamique Grenelle conservée a) éolien Ce scénario prend le pari d une atteinte des objectifs du Grenelle pour l éolien ( MW à 2020, dont MW d offshore). Le graphique ci-après présente l évolution du parc éolien (partie inférieure) et l évolution du coût de l éolien correspondant dans la CSPE sur les 30 prochaines années. Ce graphique met en évidence que les enjeux financiers de l éolien terrestre sont assez modestes, ce qui est dû à un tarif d achat proche du prix de marché de l électricité. A partir de 2019, le coût de l éolien terrestre devient négatif pour la CSPE : les contrats soumis à obligation d achat rapportent de l argent à la CSPE puisque le tarif d achat devient inférieur au prix de marché. A noter que ce gain est minimisé ici par le jeu de l actualisation (une actualisation à 4% par an diminue de moitié une valeur éloignée de 17 ans). Le graphique met également en évidence les enjeux énergétiques et financiers plus importants de l éolien offshore qui s expliquent par un productible plus élevé 26 que le terrestre et un tarif d achat différent. Le tarif est plus élevé, avec un pallier net à la baisse au bout de 10 ans. Le contrat est signé pour 20 ans au lieu de 15 pour le terrestre, ce qui engendre des gains plus importants pour la CSPE, les fins de contrats où le tarif d achat est inférieur au prix de marché étant plus longues. A partir de la parité réseau, il est considéré pour les deux filières que les nouvelles puissances installées ne font pas appel à la CSPE, puisqu il sera plus rentable pour les porteurs de projets de vendre directement leur production sur le marché. Selon l anticipation de cette tendance par certains producteurs, le volume de gain pour la CSPE pourra être plus faible que celui représenté ici 27. b) Photovoltaïque Pour le photovoltaïque, il est considéré dans ce scénario que la dynamique actuelle est globalement maintenue, soit un rythme d installation de 1500 MW/an dès Cette hypothèse correspond à un parc photovoltaïque produisant à 2040 l équivalent de 10% de la consommation électrique nationale actuelle. Le graphique ci-après présente l évolution du parc photovoltaïque (partie inférieure) et l évolution du coût correspondant dans la CSPE sur les 30 prochaines années. 26 Les hypothèses de production retenues sont de 1900 heures pour le terrestre (moyenne constatée selon les bilan de la CRE) et de 3200 heures pour l offshore (médiane du tarif offshore) 27 Le montage financier d un projet aux recettes plus faibles les premières années sera cependant plus délicat qu avec un contrat fixe sur 15 ou 20 ans 16

17 Sans actualisation, on retrouverait globalement les niveaux indiqués dans le rapport Charpin avec une pointe à 4,5 Md en 2021 (le résultat reste légèrement inférieur dans notre calcul, l écart de quelques pourcents étant probablement dû à des hypothèses différentes sur le productible annuel des installations 28 ). Le montant correspondant au développement du photovoltaïque sur la facture d un consommateur moyen serait alors (en euros courants), de 79 TTC. A noter qu en coût actualisé à 4%, et en considérant une augmentation de 5% du prix de l électricité sur le marché européen (eu lieu de 4% ici), ce pic de contribution pour le consommateur moyen se situe en 2017 et passe à 49, ce qui montre l importance des hypothèses et modes de raisonnement dans les chiffres annoncés. A noter également que 16% de ce montant payé par les consommateurs au titre de la CSPE est récupéré par l Etat sous forme de TVA. Malgré un écart potentiel important selon les modes de calculs, cette analyse confirme que l enjeu économique du solaire photovoltaïque est d un autre ordre de grandeur que celui de l éolien. Les volumes globaux à 2040 et l influence de l actualisation et de l évolution du prix de l énergie sur le marché sont présentés au ci-après. Selon ce scénario tendanciel, la pointe de coût du photovoltaïque correspond à une charge maximale de 9 /MWh en La CSPE au total ne dépasserait donc pas 15 à 20 euros par MWh. A noter qu en Allemagne, l équivalent de la CSPE qui sert au financement des énergies renouvelables est actuellement de 35 euros par MWh. A noter qu à partir de 2037, le modèle indique une inversion des coûts pour la CSPE, ce qui confirme qu une vision à long terme est nécessaire pour définir une stratégie sur cette filière. A partir de 2023, il est considéré que les porteurs de projets de centrales au sol n utiliseront plus l obligation d achat, la vente sur le marché étant alors plus intéressante. Cette parité réseau est atteinte en 2026 pour les installations en toiture. Elle implique cependant que la baisse de 10% par an des coûts de production des nouvelles centrales (sur laquelle est basée la baisse des tarifs prévues par l arrêté du 31 août 2010) se poursuive jusque là 29. La prise en compte des gains réseaux serait par contre de nature à accélérer l arrivée de la parité réseau. 28 le productible utilisé n est pas mentionné dans le rapport. Nous avons retenu ici une moyenne de 1200 heures pour les centrales au sol, et de 1000 heures pour les installations en résidentiel, et de 1050 heures dans les autres cas. Le niveau de 1100 heures retenu pour le résidentiel par la CRE (voir 3.4.2) doit selon nous être revu à la baisse : compte tenu des surfaces correspondantes et des contraintes en maison individuelle notamment, peu de champs solaires seront exploités dans des conditions permettant d atteindre le maximum théorique de production. 29 La future réglementation thermique de 2012, et plus encore celle de 2020 avec la généralisation des bâtiments à énergie positive, vont impliquer un développement quasi systématique du photovoltaïque sur les bâtiments neufs. Cela va impliquer une certaine standardisation de nature à accompagner la baisse des coûts. 17

18 3.6.2 scénario 2 dynamique grenelle freinée a) éolien Ce scénario est basé sur la tendance actuelle en éolien, dont les installations annuelles semblent plafonner à 1000 MW par an, alors que le double serait nécessaire pour atteindre les objectifs du Grenelle 30. L objectif Grenelle pour 2020 est atteint en 2030 selon ce scénario. L échelle du graphique est la même que celle utilisée pour le scénario précédent, ce qui permet de mieux visualiser l impact d une dynamique ralentie. Le coût est logiquement - inférieur les premières années, mais les gains à moyen et long terme également. Le coût global actualisé sur 30 ans est similaire. Compte tenu des externalité positives du développement de l éolien (participation significative aux 3x20, emplois), ce scénario, qui est le tendanciel sur cette filière, est moins pertinent que le précédent - plus volontaire et cohérent avec les objectifs du Grenelle -. b) Photovoltaïque Pour le photovoltaïque, ce scénario est basé sur une puissance annuelle installée limitée par quotas à 500 MW par an à partir de 2012, qui est une des hypothèses de travail du rapport Charpin. Pour 2011, l hypothèse de puissance supplémentaire mise en service est celle de la CRE (voir 3.4.2). L objectif Grenelle de 5000 MW à 2020 modeste compte tenu du potentiel que représente le photovoltaïque sera légèrement dépassé avec ce scénario. Le rythme correspondant amène à un parc photovoltaïque à 2040 de 17 GW, soit la taille de celui qui serait atteint en 2020 avec le scénario 2, ce qui correspond à environ 4% de la consommation électrique actuelle en France Les dispositions du Grenelle 2 (ICPE, limite inférieure des 5 mats et opposabilité des schémas régionaux aux ZDE) ne vont vraisemblablement pas permettre d augmenter le rythme d installation annuelle, sauf développement de très gros projets off shore MW à 1070 heures par an en moyenne, pour 490 TWh de consommation intérieure d électricité en 2009, soit 3,7% 18

19 Comme précédemment, l échelle a été conservée pour visualiser la différence entre les deux scénarii Un écart de l ordre du simple au double pour le coût du photovoltaïque dans la CSPE Cette différence très importante entre les deux scenarii amène immédiatement deux questions légitimes : est-ce qu une filière industrielle française peut se développer avec 500 MW / an? 32 le surcoût d environ 1 Md par an sur 20 ans pour ne pas casser la tendance actuelle permet-il de développer une industrie française? Une autre question, plus globale au regard des engagements de la France sur les 3x20 peut également se poser : peut-on faire l impasse du photovoltaïque à moyen terme? Il s agirait alors d assumer à long terme d acheter des modules alors pas chers ailleurs en Europe 33 voire en Asie, puisque le photovoltaïque sera vraisemblablement à terme une composante incontournable du mix énergétique de long terme compte tenu de sa mise en œuvre aisée partout)? Si une telle impasse est décidée, il est impératif que cela soit au bénéfice d autres filières pour rester dans la course des 3x20 et de l activité économique qui en découle. L étude menée par AMORCE sur les coûts actuels des dispositifs de soutien montre alors que l éolien (dans la limite de son potentiel technique) et surtout l isolation des bâtiments sont à développer massivement. L arbitrage en faveur du photovoltaïque est plus difficile que pour éolien où les indicateurs économiques sont plus clairs car la technologie est plus proche de la parité réseau. Un tel choix stratégique est délicat, mais le pire scénario serait probablement de rester dans le «ni ni», qui ne développerait aucune des filières à la hauteur des enjeux énergétiques et économiques. 32 l Allemagne a installé 1800 MW en 2008 puis 3800 MW en 2009 (pour un parc total à fin 2009 de MW). En 2009, la France a installé 185 MW, l Italie 600 MW, la république Tchèque 400 MW, le Japon 480 MW et les USA 433 MW (source : Eurobserv ER pour l Europe, IEA pour les autres pays). L objectif de l Allemagne à 2020 est de MW. 33 le parc photovoltaïque européen a progressé de 53% entre 2008 et

20 3.6.4 Quel éolien, quel photovoltaïque? Il est important de souligner que le raisonnement sur le parc installé revient à prendre les MW comme indicateur principal, alors que c est bien l énergie produite qui sera comptée dans l atteinte des objectifs d énergie renouvelable à Ainsi, à puissance équivalente, l éolien off shore produit environ 50% de plus que le terrestre, qui produit deux fois plus que le photovoltaïque en toiture. Le photovoltaïque au sol produit 20% de plus que le photovoltaïque en toiture, mais il génère moins d emplois, a une moins bonne image, et n apporte pas le bénéfice de l appropriation de la question de l énergie par les consommateurs / producteurs Coût cumulé et analyses de sensibilité En considérant l analyse sur 30 ans, le coût de la CSPE pour le développement du photovoltaïque varie du simple au quadruple selon les hypothèses d actualisation et d augmentation du prix des énergies. Pour l éolien, le contraste est encore plus saisissant : avec une forte augmentation du prix de l électricité sur le marché, et sans actualiser, le bilan afficherait un gain de plus de 50 Milliards d Euros. Les résultats détaillés sont présentés en annexe De la difficulté des analyses économiques L éolien étant plus proche de la parité réseau que le photovoltaïque, il apporte un gain du point de vue de la CSPE sur les 30 ans de l analyse, presque dans tous les cas de figure. Pour le photovoltaïque, le gain est beaucoup plus long à venir, puisque c est seulement dans 25 ans que les premières recettes seront perçues par la CSPE (contrats pour lesquels les tarifs d achats signés antérieurement - deviennent inférieurs au prix de marché de l électricité). De ce point de vue, la durée d analyse sur 30 ans, qui est celle du rapport Charpin, est très pénalisante pour le photovoltaïque. Calcul économique et développement durable : un peu de recul Le coût global se calcule souvent avec un taux d actualisation de 4%, voire plus. Cela revient à considérer qu une dépense ou une recette - aura moins de valeur l année prochaine que maintenant et encore moins l année suivante, et ainsi de suite (dépréciation de 4% par an). Utiliser un taux d actualisation supérieur au taux de croissance moyen (0 à 2%) pénalise les solutions économes ou rentables dans la durée et revient à privilégier la génération actuelle au détriment des générations futures, ce qui est contraire à l esprit même du développement durable. Dans notre analyse, menée ici uniquement sur une approche «coût pour la CSPE», prendre en compte l actualisation diminue le coût global du développement du photovoltaïque puisque cela minore les montants des années à venir. Cependant, en mettant en face de cette dépense les recettes à venir pour la société (emplois, taxes, baisse de la facture énergétique nationale, soulagement du réseau de transport, baisse du coût carbone à venir ), le développement de la filière pourrait bien présenter un bilan positif à long terme, surtout sans actualisation. 20

21 4. Conclusion : un arbitrage difficile pour une opportunité stratégique Compte tenu de la raréfaction des ressources, le photovoltaïque sera à terme une composante incontournable du mix énergétique européen et mondial. Partant de ce constat la présente étude a eu pour objectif d éclairer sur le coût en argent public du développement de cette filière en France. La dynamique actuelle est sans précédent pour une filière d énergie renouvelable et montre que les acteurs sont prêts à changer leurs pratiques si les incitations sont visibles et suffisantes. La baisse des coûts liée à ce fort développement a mal été anticipée et l ajustement des tarifs est arrivé trop tard, engendrant un effet d aubaine qui a fortement terni l image du photovoltaïque et conduit au moratoire actuel. C est un très mauvais signal donné sur la volonté de développer les énergies renouvelables en général. Le fait que le photovoltaïque soit sur une dynamique qui va faire dépasser les objectifs du Grenelle pour cette filière ne peut en aucun cas être une raison valable à l arrêt de son soutien. Les objectifs du Grenelle à 2020 ne doivent pas être vus comme des plafonds : le Grenelle vise, comme la Loi Pope 34, le facteur 4 à Il faudra de plus compenser le fait que certaines filières n attendront vraisemblablement pas leurs objectifs, par manque de maturité ou à cause de dispositions législatives et réglementaires inadaptées 35. Dans une vision d atteinte des 3x20 au meilleur coût, l éolien, l isolation thermique des bâtiments et le développement de la chaleur à partir de la biomasse représentent les actions les plus pertinentes, en l état actuel des pratiques disponibles. Le photovoltaïque se situe dans une réflexion à plus long terme, ce qui rend le choix plus difficile, comme souvent dans les approches de développement durable : la dépense est immédiatement visible alors que les retombées arriveront un peu plus tard. L échelle de temps, le mode de calcul actuel qui ne prend pas en compte les gains sur le réseau de transport notamment, et, de manière générale, la difficile évaluation des retombées économiques globales 36 rendent de plus bien délicate une analyse économique objective. Le photovoltaïque présente néanmoins un avantage qui lui est propre : pouvoir être développé par tous les acteurs, y compris les particuliers, ce qui est un atout intéressant pour l appropriation nécessaire de la question de l énergie pour mieux maîtriser ses consommations. La solution envisagée pour limiter les coûts de la CSPE d un quota annuel de puissance à installer paraît peu pertinente : elle engendrerait un phénomène de couperet ou de liste d attente sans aucune visibilité pour les porteurs de projets. Ce manque de visibilité obligerait les entreprises à fonctionner avec des coûts de structure les plus faibles possible, ce qui se traduirait par l installation en France de modules importés, alors que c est notamment le souhait de limiter les importations qui a justifié le moratoire. Elle pénaliserait en premier les nombreuses petites entreprises qui se sont développées ces dernières années et qui ne pourront pas faire face à ces incertitudes 37. En conséquence, pour AMORCE, un tarif dégressif selon la taille des installations est plus 34 Loi du 13 juillet Une étude du 10 janvier dernier menée par le groupe Xerfi vient confirmer l analyse du club des collectivités locales concernées par l éolien (Cléo) : le parc éolien devrait plafonner à MW en 2020, loin de l objectif de MW fixé par le Grenelle. 36 Le photovoltaïque a créé plus de emplois en France un marché national conséquent est indispensable pour développer une industrie dans un secteur où la compétition internationale est déjà bien lancée. 37 La tendance à la concentration des acteurs au détriment des petites et moyennes entreprises est déjà constatée sur l éolien. 21