Version classiqueVersion mobile
OpenEdition Books

Économie et développement urbain durable

 | 
Bruno Duplessis
, 
Charles Raux

Les systèmes de prix de rachat garanti pour la production électrique renouvelable : fondements économiques, critères de mise en œuvre et impacts sur le progrès technique des filières

Haitham Joumni

Résumé

Traditionnellement, la théorie économique distingue deux principales catégories d’incitations visant à renforcer les politiques environnementales et énergétiques. Celles agissant directement sur les prix pour modifier les niveaux de l’offre et de la demande et celles ciblant les quantités par la fixation d’objectifs quantifiés à des agents économiques identifiés (Quotas de réduction en CO2, quotas de production de certificats blancs, quotas de production de certificats verts, etc.).
Après une présentation du fonctionnement théorique de ces mécanismes incitatifs, cet article cherchera à analyser les conditions de leur mise en œuvre et leur degré de développement dans le secteur du Bâtiment.

Texte intégral

INTRODUCTION

1Introduits dans les politiques publiques énergétiques de plusieurs pays européens, les systèmes de prix de rachat garanti ont connu un grand essor ces dernières années avec des effets disparates en termes de production totale (par filière renouvelable), de développement technologique et de coûts.

2La première partie de cet article revient sur les fondements économiques du système de prix de rachat garanti de l’électricité verte (principalement éolien et photovoltaïque). Après une présentation du fonctionnement de ce mécanisme incitatif dans un cadre d’équilibre partiel, nous évaluons ses apports et ses limites par rapport aux effets distributifs pour les producteurs (en termes de rentes) et pour l’ensemble de la communauté (en termes de charge de financement de l’électricité verte). Il sera surtout question d’évaluer les risques productifs (surcapacité ou sous-capacité de production d’électricité verte) ainsi que les risques économiques (en termes de captation de rentes différentielles).

3La deuxième partie s’intéresse à l’évaluation de l’impact de ce mécanisme sur les trajectoires technologiques des filières renouvelables. Nous évaluons l’impact des systèmes de prix de rachat garanti sur l’apparition de rentes par un effet incitateur à la baisse des coûts de production. Cet exercice sera mené à la fois sur les prix de rachat fixes et les prix de rachat variables (dégressifs).

LES SYSTEMES DE PRIX D’ACHAT GARANTI : LA TRANSPOSITION DU PRINCIPE DE LA SUBVENTION A LA PRODUCTION ELECTRIQUE D’ORIGINE RENOUVELABLE

4Les systèmes de prix d’achat garantis reposent sur le principe de l’application d’une subvention unitaire à la production d’1 kWh d’électricité d’origine renouvelable. L’internalisation de l’effet externe est effectuée par l’attribution d’un prix additionnel au producteur correspondant au bénéfice marginal externe issu de la non émission des GES. Par analogie avec la taxe qui vise à augmenter le coût marginal de production en intégrant les coûts externes, le prix d’achat garanti permet indirectement d’abaisser le coût marginal de production de l’électricité d’origine renouvelable en intégrant le bénéfice externe dans le calcul économique.

  • 1 J. Percebois : « Les outils de promotion de lélectricité renouvelable », cahier de recherche du C. (...)

5Au niveau pratique, le système de prix de rachat garanti est défini dans le cadre de politiques conçues par le régulateur et visant un ensemble d’opérateurs électriques appelés en anglais TSO « Transmission System Operators » prédéfinis en fonction de leurs implantations géographiques. Ces derniers (opérateurs et distributeurs) ont pour obligation d’acheter les quantités d’électricité produites par les producteurs à un prix déterminé et sur une durée fixée par l’autorité de régulation. Dans de telles conditions le fonctionnement de l’incitation par les prix est conditionné par la maîtrise de l’information sur deux paramètres : la forme de la courbe de coût marginal de production de l’électricité verte et le taux de profit concédé aux producteurs. Percebois J. précise les critères préalables à la réussite du système « Ces prix garantis (feed in tarifs) devraient logiquement refléter le coût marginal à long terme de lélectricité verte en y intégrant un taux de profit raisonnable et ils doivent être suffisamment incitatifs pour rendre les investissements dans le secteur attractifs1 ».

PROCEDURES DE MISE EN ŒUVRE, TARIFICATION ET ELIGIBILITE

6Au niveau de la mise en œuvre, l’élaboration et l’application d’un système de prix de rachat garanti sont engagées selon des configurations qui peuvent varier d’un pays à l’autre en raison de l’adoption de critères d’évaluation différents et plus généralement de politiques nationales discordantes.

La définition du prix de rachat de l’électricité renouvelable

7Il peut être établi selon un principe de prix total fixe de rachat « fixed feeds in tariffs » (cas des systèmes autrichiens, français et allemands) ou selon le principe d’un prix additionnel appelé en anglais « fixed premium systems » qui correspond à un prix additionnel au prix de l’électricité conventionnelle comme c’est la pratique au Luxembourg et aux Pays-Bas.

8La détermination du niveau de prix d’achat diffère selon les pays et les technologies. Il peut, par exemple, être défini selon le principe du coût évité de l’électricité conventionnelle additionné d’un prix correspondant au bénéfice de l’électricité renouvelable (ou de l’effet externe négatif évité de l’électricité conventionnelle) comme il peut être déterminé indépendamment du coût évité de l’électricité conventionnelle. Dans cette dernière situation, le niveau de prix d’achat est surtout défini dans l’objectif de rendre les technologies renouvelables plus compétitives. Les prix sont alors établis indépendamment de l’évaluation comparative des effets externes entre énergies renouvelables et énergies fossiles.

La prise en considération des spécificités des sites de production

9L’existence de potentiels réalisables différents entre les sites d’implantation des unités productives a des impacts sur les coûts marginaux de production. En conséquence, l’établissement des niveaux de prix d’achat intègre (à des degrés différents) les spécificités naturelles et techniques de chaque implantation : les sites dont les potentiels sont importants bénéficient de politiques tarifaires moins avantageuses que les sites dont les potentiels sont plus faibles.

10C’est le cas par exemple de la politique tarifaire appliquée au rachat de l’électricité photovoltaïque en France qui a établi un coefficient R défini en fonction du rayonnement annuel moyen de chaque département (kWh/m2). L’objectif étant d’encourager par un prix plus attractif le développement de la production dans des départements à faible potentiel naturel (ensoleillement). Le tarif de rachat P en métropole continentale pour les équipements non intégrés au bâti correspond à : P = T xR (T = 27,6c€/kWh) et R variable en fonction de la puissance installée et des départements d’accueil :

  • Pour les puissances installées inférieures ou égales à 250 kilowatts crêtes R=1.

  • Pour les puissances installées supérieures à 250 kilowatts crêtes la valeur du coefficient R est comprise entre 1 et 1,2. A titre d’exemple, R = 1 pour le département des hautes Alpes (valeur minimale) et R = 1,2 (valeur maximale) dans les départements de la Meuse et du Pas-de-Calais.

La détermination des technologies éligibles et les niveaux de prix appliqués

11Les catégories de technologies pouvant bénéficier des systèmes d’achat garanti varient en fonction des politiques énergétiques des différents pays. Généralement les prix d’achat prennent en considération à la fois les coûts marginaux de production (dans ce cas les technologies dont les coûts sont élevés bénéficient de prix d’achat élevés) et les priorités stratégiques nationales comme par exemple la nécessité de développer pour des raisons stratégiques une industrie spécifique et/ou de valoriser des potentiels réalisables importants pouvant entraîner la mise en place d’une politique tarifaire préférentielle avec des prix de rachat élevés.

12Dans le cadre de la politique tarifaire française de prix de rachat de l’électricité photovoltaïque, quatre grandes catégories de prix ont été redéfinies pour les installations photovoltaïques innovantes dites « intégrées au bâti » (arrêté du 31 août 2010).

  • P = 58 c€/kWh : pour les installations photovoltaïques d’une puissance crête inférieure ou égale à 3 kWc et bénéficiant de la prime d’intégration au Bâti situé sur un bâtiment à usage principal d’habitation.

  • P = 51 c€/kWh : pour les installations photovoltaïques d’une puissance crête supérieure à 3 kWc et bénéficiant de la prime d’intégration au Bâti situé sur un bâtiment à usage principal d’habitation.

  • P = 51 c€/kWh : pour les installations photovoltaïques bénéficiant de la prime d’intégration au Bâti situé sur un bâtiment à usage d’enseignement ou de santé.

  • P = 37 c€/kWh : pour les installations photovoltaïques bénéficiant de la prime d’intégration simplifiée au bâti situé sur d’autres bâtiments.

La mise en place de procédures temporelles différentes

13Les prix de rachat peuvent intégrer les spécificités temporelles et saisonnières de l’offre et de la demande en électricité renouvelable. La production électrique soumise à ce régime peut être de base ou de pointe ou encore une production saisonnière (été ou hiver qui prenne en considération la disponibilité et le niveau des potentiels naturels).

14La durée de la période contractuelle minimale garantissant aux producteurs le rachat de l’électricité produite peut être établie sur une longue période ou sur une période relativement courte (vingt ans en Allemagne et en France pour le Photovoltaïque et un minimum de quatre ans en Espagne (avant 2004)).

Le financement des programmes

15Le coût additionnel lié à l’application d’un système de prix d’achat garanti peut être supporté soit directement par les usagers finaux de l’électricité comme c’est le cas en France et en Espagne, soit par les usagers se trouvant dans la zone de desserte des opérateurs ayant pour obligation de racheter l’électricité renouvelable comme ce fut le cas en Allemagne jusqu’en 2000. Il peut également être financé par la mise en place d’une taxe spécifique appliquée à l’ensemble des usagers (exemple du programme danois).

Les spécificités liées aux capacités installées

16L’application des systèmes de prix d’achat garantis peut être limitée aux nouvelles installations comme elle peut être généralisée à l’ensemble des capacités installées (anciennes et nouvelles). Aussi, dans certains pays, les installations éligibles à une production de masse (éolienne ou photovoltaïque) peuvent-elles être soumises à des capacités maximales ou à une délimitation de l’éligibilité des capacités installées en fonction des catégories d’agents (distinction entre les gros producteurs indépendants, les petits producteurs et les particuliers).

L’EFFICIENCE ECONOMIQUE DES MECANISMES DE PRIX DE RACHAT GARANTIS : LES AVANTAGES DU MODELE

17L’appréciation de l’efficience économique des mécanismes de prix d’achat garantis est effectuée en prenant en considération les apports et les limites de leurs mises en œuvre en termes de réduction et/ou de hausse de différentes catégories de coûts.

18Globalement, les avantages économiques générés par ces mécanismes sont centrés d’une part, autour des possibilités de réduction des risques qu’ils offrent aux investisseurs potentiels et du faible niveau des coûts de transaction liés à leurs mises en œuvre, et d’autre part autour des incitations à l’innovation générées par les possibilités de rentes pour les producteurs les plus performants.

La contribution à la réduction des risques et des coûts transactionnels pour les investisseurs privés

19La mise en place de contrats à terme garantissant aux producteurs d’électricité verte un prix stable sur une base temporelle définie offre une importante garantie contre les incertitudes liées à une baisse éventuelle du prix d’achat de l’électricité sur le marché spot. Ce risque est d’autant plus important dans un secteur électrique caractérisé par la présence de coûts fixes élevés associée à une fluctuation permanente des prix. Par ailleurs, la préparation et le développement des projets s’accompagnent d’importants coûts transactionnels relatifs à la recherche et au traitement de l’information à tous les stades de la procédure : évaluation des conditions d’éligibilité, préparation de la réponse aux appels d’offre, mise en conformité et soumission de la procédure de candidature, coordination avec les autorités de régulation, coordination et gestion des flux avec l’opérateur du réseau, etc.

20Grâce à ce mécanisme, l’ensemble des producteurs peut ainsi bénéficier d’une information disponible et transparente portant non seulement sur les technologies éligibles et les niveaux des tarifs de rachat mais aussi sur la durée de la période de rachat et sur les différentes étapes de la procédure (soumission, arbitrage, contestation et appels, mise en œuvre des programmes, contrôle et coordination, etc.). En définitive, en lançant des appels d’offre affichant clairement les niveaux de prix garantis et les délais de rachat appliqués, le régulateur empêche toute asymétrie de l’information et réduit les coûts de transaction pour les producteurs puisque l’information sur les critères de chaque appel est disponible dans les mêmes conditions pour l’ensemble des investisseurs.

La contribution au soutien des technologies innovantes par l’octroi de rentes associées à des politiques tarifaires discriminatoires

  • 2 M. Ringel : « Fostering the use of renewable energies in the European Union : the race between feed (...)
  • 3 R. Madlener, S. Stagl : « Sustainability-guided promotion of renewable electricity generation », Ec (...)

21La mise en place ex ante par le régulateur d’un prix d’achat sur une longue période nécessite la connaissance des courbes de coûts marginaux de production de l’électricité renouvelable ce qui est loin d’être garanti. Cela pourrait se traduire par l’apparition d’importantes rentes différentielles « windfall gains » pour les producteurs exploitant les premiers sites les plus prometteurs en termes de potentiels réalisables2. Ces possibilités de rentes pourraient constituer une forte motivation à la baisse des coûts et au changement technologique en incitant les producteurs à développer des procédés plus efficaces et plus performants3.

22En vue d’améliorer les performances industrielles de certaines technologies ainsi que leur niveau de compétitivité (augmenter le degré de leur pénétration sur le marché) l’autorité publique peut mettre en place des régimes de tarifs de rachat différenciés en fonction de chaque technologie : celle dont les potentiels réalisables sont importants mais dont les niveaux de développement restent faibles peuvent bénéficier de régimes plus avantageux que celles dont les potentiels sont largement exploités et dont les niveaux de maturité et de compétitivité sont jugés comme plus importants.

23En ce sens, la mise en place d’un prix d’achat élevé combiné à une période de rachat plus étendue exprime des opportunités de rentes plus ou moins importantes pour les producteurs utilisant les technologies les plus performantes. Ces rentes constituent une incitation à l’amélioration des processus de production et à la réduction des coûts, et donc in fine à une meilleure compétitivité.

  • 4 P. Del Rio, M. A.Gual, « An integrated assessment of the feed-in tariff system in Spain »,Energy Po (...)

24Ces politiques tarifaires peuvent être définies soit en termes absolus « fixed feeds in tariffs » comme c’est le cas en France, en Allemagne et en Autriche, soit en termes relatifs selon le principe d’un prix additionnel au prix de l’électricité conventionnelle appelé en anglais « fixed premium systems »4. Dans ce dernier cas, le prix total perçu par les producteurs est calibré sur le prix de l’électricité conventionnelle comme c’est le cas dans les systèmes danois et espagnols. Néanmoins, certains pays peuvent choisir de combiner deux approches tarifaires. C’est le cas au Luxembourg où le prix de rachat de l’électricité produite par la filière photovoltaïque est établi en termes absolus empêchant ainsi toute variation pouvant provenir d’une volatilité des prix de l’électricité conventionnelle.

L’EFFICIENCE ECONOMIQUE DES MECANISMES DE PRIX DE RACHAT GARANTIS : LES LIMITES DU MODELE

  • 5 M. Ringel : « Fostering the use of renewable energies in the European Union : the race between feed (...)
  • 6 R. Magdlener, S. Stagl, « Sustainbility-guided promotion of renewable electricity generation », Eco (...)

25Malgré les avantages exposés précédemment, la mise en place d’un système de prix d’achat garantis peut s’accompagner d’une hausse de certaines catégories de coûts. Cette hausse peut provenir non seulement de l’augmentation importante des niveaux de rentes revenant à certains producteurs mais aussi des coûts liés à l’intermittence de la production électrique renouvelable. Cela nous conduit à la question du coût additionnel supporté par la société pour soutenir l’électricité renouvelable et de l’efficacité économique d’une politique publique tarifaire56.

Les risques de captation des rentes différentielles par les producteurs

  • 7 P. Del Rio, M. A. Gual : « An integrated assessment of the feed-in tariff system in Spain », Energy (...)
  • 8 J. Percebois, « Les outils de promotion de l’électricité renouvelable », cahier de recherche du CRE (...)

26Un des principaux inconvénients d’une politique publique de prix d’achat garantis se rapporte aux possibilités de captation de rentes différentielles importantes si les prix sont largement supérieurs aux coûts marginaux de production et qu’ils sont maintenus fixes (non dégressifs) pour l’ensemble des producteurs. Traditionnellement la rente différentielle caractérisant les investissements énergétiques exprime les revenus issus de l’exploitation des gisements les moins coûteux comparativement au gisement marginal le plus coûteux qui permettrait d’atteindre la quantité d’énergie souhaitée78. Transposée au secteur de la production électrique renouvelable, la définition d’un prix d’achat garanti uniforme offre aux producteurs disposant des potentiels les plus avantageux (emplacements et gisements importants, technologie performantes, processus de production performants, etc.) des perspectives de rentes plus importantes que ceux dont les facteurs de production sont moins performants et plus coûteux. La difficulté de l’arbitrage réside dans la nécessité d’établir des prix suffisamment incitatifs vis-à-vis des investisseurs tout en cherchant à obtenir le surcoût le moins élevé pour la collectivité.

  • 9 R. Madlener, S.Stagl : « Sustainability-guided promotion of renewable electricity generation », Eco (...)

27C’est pour limiter le niveau des rentes que le régulateur peut substituer les prix d’achat fixes par des procédures de prix dégressives. L’objectif étant de contrebalancer l’effet d’un prix surévalué par une révision temporelle à la baisse des tarifs d’achat en fonction de l’évolution technologique de la filière et du niveau de production. Une telle pratique est difficile à mettre en œuvre pour le régulateur car elle suppose une parfaite maîtrise de l’information sur l’évolution technologique des filières et sur les coûts de production. Appliquée également dans l’objectif de soutenir certaines filières par rapport à d’autres, cette politique ne garantit pas in fine une différenciation des tarifs en fonction des technologies utilisées. Selon Madlener et Stagl « (...) il est très difficile de trouver (et dajuster dans le temps) des niveaux de tarifs optimaux pour chaque technologie renouvelable qui permettraient déviter les profits excessifs, datteindre un degré defficacité économique et de promouvoir lensemble des technologies de la manière et dans la direction souhaitées9 ».

  • 10 N. I.Meyer : « European schemes for promoting renewables in liberalised markets », Energy Policy, 3 (...)
  • 11 N.I. Meyer, A.L. Koefoed : « Danish energy reform : policy implications for renewable »,Energy Poli (...)

28En plus des risques de surestimation des prix d’achat, le financement du surcoût additionnel de l’électricité verte peut également provenir d’une hausse de la production électrique renouvelable. C’est le cas du Danemark qui a fini par supprimer le système d’achat garanti dans certaines régions suite à une forte percée des capacités éoliennes installées1011. L’imposition de l’obligation de rachat risque également d’aboutir à des traitements différentiés en termes d’objectifs entre compagnies électriques. Celles se situant dans des zones géographiques à forts potentiels renouvelables seront soumises à l’obligation de racheter d’importantes quantités par rapport à celles se trouvant dans des régions où les potentiels sont faibles. Ce caractère de différentiation régionale risque de créer de facto une distorsion en termes de compétitivité entre compagnies électriques subissant des contraintes hétérogènes.

La présence de coûts externes liés à l’intermittence

29Une deuxième catégorie de coûts peut être accentuée par la mise en œuvre d’un système de prix d’achat garantis. Elle se rapporte à la présence de coûts d’intermittence élevés qui correspondent en réalité à un effet externe négatif supporté par la collectivité. C’est le cas de la filière éolienne dont le prix d’achat garanti ignore l’effet externe provoqué par la combinaison de deux paramètres : (i) la chute de la production électrique en raison de la baisse du potentiel naturel (vitesse des vents) et (ii) le recours en urgence à la mobilisation de facteurs de production coûteux.

  • 12 J.Percebois : « Les outils de promotion de lélectricité renouvelable », cahier de recherche du C.R (...)

30J. Percebois12 illustre ce problème à travers l’exemple d’un pays ayant un recours massif à la filière éolienne ce qui implique l’injection sur le réseau de quantités importantes d’électricité verte. Le régulateur est alors amené à arrêter le fonctionnement en base des centrales conventionnelles à faibles coûts tout en programmant l’activation d’unités de production de secours à coûts élevés pour parer à toute intermittence. Le coût additionnel issu de cette programmation est considéré comme un effet externe négatif tant qu’il n’est pas intégré dans le calcul du prix d’achat garanti. Dans cette perspective un prix d’achat garanti incitatif est supérieur au bénéfice marginal de l’électricité verte (correspondant à la somme des coûts évités de l’électricité conventionnelle et du coût des externalités négatives évitées de l’électricité renouvelable). Cependant, en intégrant les effets d’intermittence le prix d’achat garanti peut également être inférieur au coût total social (prix d’achat garanti affiché additionné du coût lié à l’intermittence).

  • 13 J.Percebois : « Les outils de promotion de lélectricité renouvelable », cahier de recherche du C.R (...)

31Il est alors possible de cadrer l’intervalle dans lequel se situe le prix d’achat garanti par la formule suivante13 :

32CEC + EP ≤ PG < CS= PG + ED avec :
PG : le prix d’achat garanti de l’électricité d’origine renouvelable.
CEC : le coût marginal évité à long terme de l’électricité conventionnelle.
EP : l’externalité négative évitée issue de la production de l’électricité renouvelable (exemple C02).
CS : le coût total social total revenant à la charge de la collectivité issu de l’achat prioritaire de l’électricité renouvelable.
ED : l’externalité négative correspondant au caractère intermittent de l’électricité renouvelable (coût marginal de défaillance).

L’EFFICIENCE ENVIRONNEMENTALE DE LA POLITIQUE PUBLIQUE DES SYSTEMES DE RACHAT GARANTI : LES RISQUES DE DEFICIT OU DE SURPRODUCTION

33L’inconvénient environnemental lié à ce mécanisme majeur est d’ordre quantitatif. Il concerne les possibilités de déficit ou de surproduction par rapport à la production totale d’électricité à terme souhaitée par le régulateur. La mise en place d’un prix de rachat garanti n’apporte aucune certitude quant à la réalisation des objectifs de production à la fin de la période contractuelle. Ce risque renvoie à l’indisponibilité de l’information sur les coûts de production de l’électricité verte qui empêche le régulateur d’aligner correctement le niveau du prix d’achat sur le niveau de la courbe de coût marginal de production. Prenons l’exemple d’une politique publique visant à atteindre un niveau de production Q d’électricité verte sur la base d’un système de prix d’achat garanti P. En détenant l’information sur le prix affiché par le régulateur, les investisseurs dont les coûts marginaux de production sont inférieurs au prix d’achat chercheront à produire jusqu’à égalisation entre leurs coûts marginaux respectifs et ce prix d’achat.

34Déterminer le prix d’achat P en situation d’incertitude (le régulateur ignore la forme de la courbe marginale de production de l’industrie) laisse supposer l’émergence de trois situations possibles (figure 1) :

  • Soit le régulateur a évalué correctement la forme et le niveau de la courbe (Cmr) et dans ce cas l’objectif Q est atteint au moindre coût pour la collectivité, c’est à dire au prix P (intersection entre la droite verticale représentant les quantités souhaitées Q et la courbe de coût réel Cmr)

  • Soit le régulateur a sous-évalué la courbe de coût Cm1 (coût marginal réel Cmr inférieur au coût marginal prévisionnel de l’industrie Cm1 pour une même quantité produite) et dans cette situation l’objectif quantitatif Q ne sera pas atteint. Le prix d’achat P étant inférieur au coût marginal de production de l’unité Q le producteur produira uniquement jusqu’à égaliser son coût de production au prix P, soit au niveau Q1. Afin d’atteindre le niveau souhaité Q, le régulateur devrait augmenter le prix d’achat jusqu’au niveau P1, correspondant à l’intersection de la courbe de coût marginal Cm1 et de la droite de la demande Q (point A).

  • Enfin le régulateur peut avoir surévalué le niveau de la courbe de coût Cm2 : pour une même quantité produite, le coût marginal réel Cmr est supérieur au coût marginal prévisionnel de l’industrie Cm2 estimé par le régulateur. Dans cette configuration le producteur aura intérêt à produire au delà de la quantité fixée Q, c’est-à-dire tant que son coût de production réel Cm2 reste inférieur à P, soit jusqu’à atteindre la quantité Q2. Dans cette situation l’objectif quantitatif n’est pas respecté (il est dépassé puisque Q2>Q) entraînant un coût élevé pour la collectivité. Afin de ramener le niveau de production à la quantité Q souhaitée, le régulateur devrait abaisser le prix d’achat de P à P2, correspondant à l’intersection de la courbe de coût marginal Cm2 et de la droite de la demande Q (point D).

Figure 1 : Effet environnemental de la variation du coût marginal réel par rapport au coût marginal prévisionnel

35En résumé, les systèmes de prix de rachat apportent une garantie effective aux investisseurs en termes de stabilité des prix tout en offrant d’importantes perspectives de rentes pour les producteurs les plus performants. Leurs applications ont permis de développer particulièrement la filière photovoltaïque en France et l’éolien en Allemagne, en Espagne et au Danemark, considérés comme des pays leaders en Europe et dans le monde.

36Cependant, quels peuvent être les effets de ce mécanisme incitatif sur l’innovation et le changement technologique ? Nous abordons dans ce qui suit l’analyse de l’impact des systèmes de prix de rachat garanti sur le progrès technique dans les filières renouvelables. Notre analyse est engagée dans le cadre d’un équilibre partiel où nous partons de l’hypothèse que l’existence de rentes potentielles constitue une incitation à la réduction des coûts de production grâce au changement technologique dans les filières renouvelables.

EVALUATION EN EQUILIBRE PARTIEL DE L’IMPACT DU SYSTEME DE PRIX DE RACHAT GARANTI SUR LE CHANGEMENT TECHNOLOGIQUE DANS LES FILIERES RENOUVELABLES

37L’analyse de la contribution du système de prix de rachat garanti à l’innovation et au changement technologique est effectuée dans le cadre d’une lecture en équilibre partiel dans laquelle on suppose que la manifestation et la recherche d’un renforcement des rentes constituent une motivation à l’innovation et à l’amélioration progressive des processus productifs. Le déclenchement d’une trajectoire de progrès technologique dans le processus de production des filières énergétiques renouvelables implique une modification dans la forme de la courbe de coût marginal de production.

Les perspectives d’innovation et de changement technologique issues de l’application des systèmes de prix d’achat garanti fixe

38L’adoption par le régulateur d’un tarif fixe (non dégressif) garanti sur l’ensemble de la période contractuelle incite les producteurs à innover en vue d’améliorer leurs processus productifs et à réduire les coûts de production. Prenons l’exemple d’un système d’achat garanti fixe appliqué à une filière renouvelable dont le coût marginal de production est représenté par la courbe (Cm0) sur la figure 2. L’équilibre est atteint au point A correspondant à l’intersection entre la courbe (Cm0) et le prix P0. Le producteur produit à l’équilibre une quantité d’électricité renouvelable Q0 et obtient une rente correspondant à la surface du triangle CAP0.

39La manifestation de progrès techniques différenciés dans cette filière renouvelable permet d’abaisser la courbe de coût marginal de production de (Cm0) à (Cm1) et de (Cm1) à (Cm2) partir du point F. En partant de la courbe de coût marginal initiale Cm0, l’apparition d’un premier niveau de progrès technique fait déplacer le point d’équilibre du point A vers le point D. Etant donné que le coût marginal de production est devenu inférieur au prix par l’effet du progrès technique, le producteur cherchera à égaliser son nouveau coût de production marginal Cm1 avec le prix P0. Le nouvel état d’équilibre est réalisé lorsque Cm1 = P0 (soit au point D). Les nouvelles quantités produites à l’équilibre sont supérieures à celles produites en l’absence de progrès technique puisque Q0 < Q1. Au niveau de production Q1 le producteur réalise une rente supplémentaire (par rapport à la rente initiale) représentée par la surface du triangle AFD.

40La recherche d’une rente additionnelle supplémentaire, incitera le producteur à abaisser, sous l’effet d’un deuxième niveau de progrès technique, son coût marginal de production faisant infléchir la courbe de coût de (Cm1) à (Cm2). Le nouvel état d’équilibre est alors représenté par le point E correspondant à l’intersection de la nouvelle courbe (Cm2) et du prix P0. Les quantités produites à l’équilibre Q2 sont les plus élevés puisque Q0 < Q1 < Q2. Le producteur réalise une rente supplémentaire correspondant à la surface CDE.

Les perspectives d’innovation et de changement technologique issues de l’application des systèmes de prix d’achat garanti variable

41Contrairement au prix d’achat fixe, la mise en place par le régulateur d’une politique tarifaire dégressive s’applique à réduire les niveaux de rentes tirées par les producteurs. En anticipant la baisse des coûts marginaux de production par la manifestation d’un progrès technique, le régulateur adapte les prix de rachat garanti à l’évolution des courbes de coûts marginaux de production estimée. Cela se traduit sur le graphique par l’abaissement du tarif de rachat de la quantité Q0 de P0 à P1 pour le premier niveau de progrès technique (figure 3). L’équilibre du producteur n’est plus réalisé au point D mais au point D’ (intersection entre la courbe (Cm1) et la nouvelle droite du prix dégressif P1). Contrairement au fonctionnement d’un prix d’achat fixe, la rente additionnelle issue du progrès technique dans le cadre d’un système dégressif ne correspond plus à la surface du triangle AFD mais à une surface plus réduite (la surface orange sur le graphique).

42Il en est de même pour le deuxième niveau de progrès technique où la réduction du prix d’achat de P0 à P2 fait passer l’équilibre du producteur du point E au point E’ (intersection de la courbe de coût marginal (Cm2) avec la nouvelle droite de prix P2). La rente additionnelle issue du deuxième progrès technique ne correspond plus au triangle DEF, mais plutôt à la surface inférieure (surface verte sur le graphique). Dans un cas comme dans l’autre la baisse des prix accompagnant celle des courbes de coûts marginaux de production maintient l’apparition des possibilités de rentes pour les producteurs en les incitant à innover. Les prix respectifs dégressifs P1 et P2 permettent néanmoins d’atteindre l’objectif quantitatif Q0 avec des niveaux de rentes inférieures à ceux affichés par un système de prix d’achat fixe. La situation la plus optimale pour le régulateur (et l’ensemble de la communauté) correspond au point E’. Avec la mise en place du prix P2 le régulateur réalise l’objectif quantitatif Q0 au moindre coût total (coût total de production + rente totale du producteur) : les coûts de production représentés par la surface OCFE’Q0 sont les plus faibles et la rente totale additionnelle issue des deux progrès techniques attribuée au producteur est la moins élevée (surface CP2E’F).

Figure 2 : Conditions d’équilibre avec baisse des coûts et incitations au progrès technique dans les systèmes de prix de rachat garanti fixe

Figure 3 : Conditions d’équilibre avec baisse des coûts et incitations au progrès technique dans les systèmes de prix d’achat garantis variable

43C’est cette approche qui a été renforcée récemment dans le cadre du prix de rachat garanti de l’électricité d’origine photovoltaïque en France (décret du 31 août 2010). Compte tenu de la hausse significative des demandes de contractualisation et du coût total de cette politique pour la communauté, le régulateur a choisi de calibrer les prix. Ainsi que le souligne le rapport de l’inspection générale des finances, les prix affichés ont dégagé une bulle spéculative qui a permis l’émergence d’effets d’aubaine et de rentes différentielles importantes pour les producteurs. Selon la commission, les prix de rachat qui varient de 314 €/MWh pour les installations au sol à 580 €/MWh (pour l’intégration au bâti sur les habitations) sont largement supérieurs au prix du marché de gros de l’électricité estimé à 56 €/MWh (contrat d’1 MWh en continu pendant un an en juin 2010).

  • 14 J.M. Charpin, A. Siné, P. Hellesein, C. Tlili, C. Trink, C. Stoffaes : Mission Relative au développ (...)

44Au-delà du coût financier actuel de ce programme de soutien qui est supporté par l’ensemble des consommateurs via le fond CSPE (charge de contribution au service public de l’électricité), la commission rappelle également que les tarifs de rachat appliqués à la filière photovoltaïque intégraient des coûts de la tonne de carbone évitée assez élevés. Ces coûts correspondaient à une valeur comprise entre 200 et 1800 € alors que des études récentes (commission Quinet de 2008 et Rocard de 2009) ont suggéré une valeur équivalente à 32€ la tonne de CO2 évitée14.

45C’est en ce sens qu’une nouvelle grille tarifaire a été proposée. L’objectif étant d’orienter les subventions les plus élevées (prix de rachat le plus important) vers les technologies les plus performantes avec une priorité pour les systèmes photovoltaïques intégrées au Bâti (bâtiments à usage d’habitation, de santé et d’enseignement). Aussi, l’ensemble des tarifs proposés dans le système français seront indexés annuellement (à partir du 1er janvier 2012) par multiplication de la valeur du prix de la période précédente par un coefficient (1-D) avec D = 10 %. Cette indexation concernera les demandes complètes de raccordement au réseau public envoyé après le 31 décembre 2011 (décret du 31 août 2010).

CONCLUSION

46La mise en place des politiques publiques incitatives au développement des filières renouvelables pour la production électrique met le régulateur face aux difficultés de l’arbitrage entre d’une part, la nécessité d’accorder des prix incitatifs élevés pour encourager l’investissement dans les capacités productives (et le développement technologique des filières) et d’autre part, l’obligation de réduire les coûts de ces politiques pour la communauté. Les systèmes de prix de rachat garanti de l’électricité d’origine renouvelable ont connu un grand essor en France, en Europe et dans le monde, particulièrement dans le développement des filières photovoltaïque et éolienne. En affichant des prix de rachat attractifs adossés à des durées contractuelles assez longues ce mécanisme a permis une hausse significative des capacités productives tout en présentant des perspectives de rentes importantes pour les grands producteurs. Ces possibilités de rentes peuvent également constituer une incitation au progrès technique dans l’optique d’améliorer les performances des filières et d’abaisser les coûts de production.

47Néanmoins, les coûts relatifs aux systèmes de prix de rachat garanti, qui sont supportés en France par l’ensemble des contribuables via le fond de contribution au service public de l’électricité, peuvent être élevés. C’est en ce sens qu’une programmation de systèmes de prix de rachat variables (voire dégressifs) pourrait apporter une plus grande lisibilité de l’évolution du marché et de la performance des technologies pour le régulateur. Il pourra ainsi mieux calibrer les niveaux de prix pour orienter les subventions vers les innovations les plus performantes et réduire les risques de captation de rentes différentielles importantes pour les producteurs.

Notes

1 J. Percebois : « Les outils de promotion de lélectricité renouvelable », cahier de recherche du C.R.E.D.EN, 20p.

2 M. Ringel : « Fostering the use of renewable energies in the European Union : the race between feed-in tariffs and green certificates », Renewable Energy, 31 (1), (2006), pp. 1-17.

3 R. Madlener, S. Stagl : « Sustainability-guided promotion of renewable electricity generation », Ecological Economics, 53 (2), (2005) pp. 147-167. 35

4 P. Del Rio, M. A.Gual, « An integrated assessment of the feed-in tariff system in Spain »,Energy Policy, 35 (2), (2007), pp. 994-1012.

5 M. Ringel : « Fostering the use of renewable energies in the European Union : the race between feed-in tariffs and green certificates », Renewable Energy, 31 (1), (2006), pp. 1-17.

6 R. Magdlener, S. Stagl, « Sustainbility-guided promotion of renewable electricity generation », Ecological Economics, 53 (2), (2005), pp. 994-1012.

7 P. Del Rio, M. A. Gual : « An integrated assessment of the feed-in tariff system in Spain », Energy Policy, 35 (2), (2007), pp. 994-1012.

8 J. Percebois, « Les outils de promotion de l’électricité renouvelable », cahier de recherche du CREDEN, 20p.

9 R. Madlener, S.Stagl : « Sustainability-guided promotion of renewable electricity generation », Ecological Economics, 53 (2), (2005) pp. 147-167.

10 N. I.Meyer : « European schemes for promoting renewables in liberalised markets », Energy Policy, 31 (7), (2003), pp. 665-667.

11 N.I. Meyer, A.L. Koefoed : « Danish energy reform : policy implications for renewable »,Energy Policy, 31, (7), (2003), pp. 597-607.

12 J.Percebois : « Les outils de promotion de lélectricité renouvelable », cahier de recherche du C.R.E.D.EN, 20p.

13 J.Percebois : « Les outils de promotion de lélectricité renouvelable », cahier de recherche du C.R.E.D.EN, 20p.

14 J.M. Charpin, A. Siné, P. Hellesein, C. Tlili, C. Trink, C. Stoffaes : Mission Relative au développement de la filière photovoltaïque en France, Rapport Final, Inspection Générale des Finances, (2010), Ministère du Budget de l’Economie et de l’Emploi, Ministère du Budget, des comptes publics et de la réforme de l’Etat.

Table des illustrations

Légende Figure 1 : Effet environnemental de la variation du coût marginal réel par rapport au coût marginal prévisionnel
URL http://books.openedition.org/pressesmines/docannexe/image/1544/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 100k
Légende Figure 2 : Conditions d’équilibre avec baisse des coûts et incitations au progrès technique dans les systèmes de prix de rachat garanti fixe
URL http://books.openedition.org/pressesmines/docannexe/image/1544/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 72k
Légende Figure 3 : Conditions d’équilibre avec baisse des coûts et incitations au progrès technique dans les systèmes de prix d’achat garantis variable
URL http://books.openedition.org/pressesmines/docannexe/image/1544/img-3.jpg
Fichier image/jpeg, 77k

Auteur

Haitham Joumni est docteur ès sciences économiques. Il est chercheur au département Economie et Sciences Humaines du Centre Scientifique et Technique du Bâtiment (CSTB) où il participe à différentes études et coordonne plusieurs projets de recherche dans le domaine de l’économie de l’environnement, de la construction et de l’énergie.

© Presses des Mines, 2011

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540

Acheter

Volume papier

Chargement

Unavailable