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Mars / Avril 2014 • N°40

La lettre de la Commission
de régulation de l’énergie (CRE)

Dossier p. 10

Actualités

p. 2 Interconnexion d’électricité – ElecLink,
partiellement exemptée par la CRE et l’Ofgem

Coûts et rentabilité
des énergies renouvelables
en France métropolitaine :
le rapport de la CRE

p. 8 M
 arché du gaz européen –
Tensions russo-ukrainiennes et prix du gaz

Parole à...

p. 14 D
 ominique Ristori, Directeur général en charge
de l'énergie à la Commission européenne
« Les régulateurs nationaux et l’ACER
ont un rôle majeur à jouer dans le processus
d’achèvement du marché intérieur
de l’énergie. »

Vue d’Europe

p. 16 C ode de réseau électricité – 2014, une année
charnière pour l’intégration des mécanismes
d’ajustement en Europe

Le dossier de la CRE
LES APPELS D'OFFRES POUR MIEUX CONTRÔLER LE DÉVELOPPEMENT DES ÉNERGIES RENOUVELABLES
LA CRE A PUBLIÉ EN AVRIL UN RAPPORT DANS LEQUEL ELLE PRÉSENTE UNE ANALYSE DES COÛTS ET DE LA RENTABILITÉ
DES INSTALLATIONS DE PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ À PARTIR D’ÉNERGIES RENOUVELABLES EN FRANCE MÉTROPOLITAINE. L’ÉOLIEN
TERRESTRE, LA BIOMASSE ET LE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE SONT PASSÉS AU CRIBLE. POURQUOI ? PARCE QUE LE SECTEUR DES ÉNERGIES
RENOUVELABLES EST EN ÉVOLUTION PERMANENTE : PROGRÈS TECHNOLOGIQUES, MODIFICATIONS DES DISPOSITIFS
DE SOUTIEN PUBLIC, CONDITIONS DE FINANCEMENT DES PROJETS, ETC. ET PARCE QUE TOUS CES FACTEURS ONT UNE INCIDENCE
DIRECTE SUR LA RENTABILITÉ DES INSTALLATIONS. A LA LUMIÈRE DES INFORMATIONS QU’ELLE A PU RECUEILLIR ET DE LEUR ANALYSE,
LA CRE A FORMULÉ DANS SON RAPPORT PLUSIEURS OBSERVATIONS ET RECOMMANDATIONS.

Coûts et rentabilité des énergies
renouvelables en France métropolitaine :
le rapport de la CRE
À plusieurs reprises (en 2006 et en 2010 pour la
filière photovoltaïque et en 2006 et 2008 pour
la filière éolienne terrestre), la CRE a souligné
dans ses avis sur les tarifs d’obligation d’achat la
rentabilité élevée induite par les tarifs proposés
par les ministres chargés de l’énergie successifs.
Ces avis avaient été élaborés sur le fondement de
données de coûts déclaratives, prévisionnelles ou
normatives, généralement obtenues auprès des
professionnels du secteur.

3 190 M3

Surcoût lié au soutien
à l’énergie solaire,
éolienne et biomasse
en France métropolitaine
(prévisionnel 2014).
La CSPE totale est
estimée à 6 186 M€.

Le rapport publié par la CRE le 15 avril dernier établit,
sur un panel représentatif d’installations, et pour
la première fois sur le fondement de données
avérées et vérifiées, la rentabilité des installations de
production d’électricité à partir d’énergie renouvelable. L’objectif est double. D’une part, s’assurer
que le soutien public, financé par les consommateurs
finals d’électricité, ne donne pas lieu à des profits
excessifs , conformément à l'article 10 de la loi du 10
février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité. D’autre part,

vérifier que les tarifs d’obligation d’achat, en niveau
comme en structure, sont adaptés aux réalités technologiques et industrielles des filières.
Ce rapport traite des filières de l’éolien terrestre,
du solaire photovoltaïque et de la biomasse. Les
deux premières sont les filières renouvelables qui
représentent les montants de charges de service
public les plus significatifs pour le consommateur.
La biomasse a un développement plus incertain,
le taux de non mise en service des projets lauréats
des appels d’offres étant très élevé.
Initialement, le rapport devait également étudier
la rentabilité de la filière cogénération. Les rares
données recueillies n’ont pas permis de procéder à
une analyse représentative des conditions économiques et de la rentabilité du parc français de cogénération. Ceci est d’autant plus regrettable que de
nouvelles conditions tarifaires ont été mises en place
à l’automne 2013 pour cette filière.

Représentativité de l’échantillon étudié par rapport au parc bénéficiant d’un dispositif de soutien au 31/12/2012
Filière

Nombre
d’installations

Puissance
cumulée

Nombre d’installations
retenues dans l’échantillon

Puissance cumulée
de l’échantillon

Part de l’échantillon
dans le parc

Éolien

829

7 574 MW

39

611 MW

8,1 %

242 479

3 559 MW

41

127 MW

3,6 %

23

263 MW

6

38,8 MW

14,7 %

Photovoltaïque
Biomasse

10 Dé yptages / N°40

Développer les ENR :
pourquoi et comment ?

Afin de mener une analyse aussi fine que possible,
la CRE a collecté un grand nombre de données.
Elle a sélectionné, pour chacune des filières
étudiées, un échantillon d’installations représentatif des conditions du parc installé en France
métropolitaine, notamment en termes de types
de producteurs et de localisation géographique.

La France a pour objectif européen d’atteindre une part
de 23 % d’énergie renouvelable dans sa consommation
d’énergie finale en 2020. Traduit dans la programmation
pluriannuelle des investissements de production
d’électricité (PPI), cet objectif se décline ainsi : 5 400 MW
de solaire, 2 300 MW de biomasse et biogaz, 25 000 MW
d’éolien et d’énergies marines (19 000 MW d’éolien
terrestre et 6 000 MW d’éolien en mer et autres énergies
marines), 3 000 MW d’énergie hydroélectrique.

L’analyse de la filière photovoltaïque a par ailleurs
été élargie aux projets présentés dans le cadre des
appels d’offres qu’elle a récemment instruits, pour
lesquels des prévisions de coût sont disponibles.

Obligations d'achat et appels d'offres
Pour favoriser l’essor des énergies renouvelables, les
pouvoirs publics peuvent recourir à l’obligation d’achat
et aux appels d’offres qui garantissent aux producteurs
d’écouler leur production à un prix fixé. Dans le premier
cas, les fournisseurs historiques (EDF et ELD) sont
obligés d’acheter la production d’électricité verte à un
tarif prédéfini, garanti sur 15-20 ans, supérieur au prix
de marché et qui est fixé par arrêté ministériel après avis
de la CRE. Concernant les appels d’offres, ce sont les
lauréats qui proposent, dans leur offre, le tarif auquel
ils souhaitent vendre leur production pendant 15-20 ans
aux fournisseurs historiques obligés.

Éolien terrestre

La filière éolienne terrestre est une filière mature,
présentant de bonnes conditions de concurrence
entre les acteurs. Le coût d’investissement, très
largement prédominant dans le coût de production,
est composé aux trois-quarts du coût des éoliennes,
qui suit actuellement une tendance à la baisse
vraisemblablement amenée à se poursuivre à
l’avenir.
La faible différenciation tarifaire en fonction du
productible des installations éoliennes terrestres
offre aux installations les mieux situées (conditions
de vent favorables) un niveau de rentabilité (TRI)
très supérieur au coût moyen pondéré du capital
(CMPC) de référence (environ 5 % après impôts, soit
environ 8 % avant impôts) utilisé par la CRE pour
élaborer ses avis sur les tarifs d’obligation d’achat.

Répartition des investissements
pour l’éolien terrestre

Le soutien aux énergies renouvelables induit des
surcoûts pour les fournisseurs historiques. Ils leur sont
compensés par la CSPE, la contribution au service public
de l’électricité, payée par les consommateurs à hauteur
de 16,5 €/MWh.

Moyenne des TRI* projet après impôts des parcs éoliens terrestres
en fonction de leur productible
12

1% 2%

10 %

10

72 %

8%

Éoliennes
Études
Génie civil
Raccordement

Divers construction
Provisions
pour démantèlement
Frais financiers

TRI projet après impôts moyen (%)

4%

3%

8
6
4
2
0
1 500 - 1 850

1 850 - 2 200

2 200 - 2 550

2 550 - 2 900

+ 2 900

Durée annuelle de fonctionnement (h/an)
* Taux de rentabilité interne du capital investi.

N°40 / Dé

yptages

11

Le dossier de la CRE
Le mécanisme d’obligation d’achat est dimensionné
pour rentabiliser les installations qui en bénéficient
sur la durée du contrat. Celle-ci est de 15 ans dans
le cas de l’éolien terrestre, alors que les retours
d’expérience montrent que les installations
peuvent fonctionner 20 voire 25 ans sans requérir
d’autres investissements que ceux de maintenance
courante. Dès lors, les installations, après avoir été
intégralement amorties et rémunérées sur 15 ans,
continueront à valoriser l’électricité qu’elles produisent
sur les marchés pendant 5 à 10 ans supplémentaires.

Photovoltaïque

-65 %

La filière photovoltaïque a connu une baisse significative de ses coûts d’investissement et d’exploitation
depuis 2010, principalement due à la diminution
du prix des modules, qui représente à lui seul près
de la moitié des dépenses d’investissement. Sur
l’échantillon analysé, de 2 €/Wc pour les installations
mises en service en 2011, le coût des modules ne
représente plus que 0,7 €/Wc pour les installations
qui seront mises en service en 2016. Ainsi, sur la même
période, les coûts complets moyens d’investissement
sont passés de 4€ /Wc à 1,75 €/Wc.

Recommandations de la CRE

Au global, la baisse notable des coûts de production
s’explique par un effet d’échelle, les parcs les plus
puissants1 étant généralement moins chers, et par un
effet d’apprentissage.

• Recourir de préférence aux appels d’offres
plutôt qu’au tarif d’achat unique.
• Revoir la structure des tarifs d’obligation
d’achat afin d’éviter la rentabilité excessive
des installations bénéficiant des meilleures
conditions de vent.
• Faire correspondre la durée du contrat
à la durée d’exploitation réelle des parcs
éoliens, dimensionner le niveau des tarifs
en conséquence. Si la durée actuelle était
conservée, ajuster le niveau des tarifs pour
tenir compte de la vente d’électricité sur les
marchés, possible après l’échéance du contrat.
• Réviser régulièrement le niveau du tarif,
inchangé depuis 2006, afin de refléter
l’évolution des coûts.

Les taux de rentabilité de cette filière, supérieurs
au CMPC de référence, voire excessifs avant le
moratoire du quatrième trimestre 2010, sont en
nette baisse depuis la mise en œuvre d’une tarification dynamique (évolution trimestrielle à la baisse
en fonction du nombre de raccordements) et de
procédures d’appel d’offres récurrentes.

Baisse attendue
du coûts
des modules
photovoltaïques
entre les installations
mises en service
en 2011 et celles
qui seront mises
en service en 2016.

Recommandations
de la CRE
• Généraliser les appels
d’offres à l’ensemble
des filières matures.
• Maintenir les tarifs
d’achat à révision
périodique.

© EDF- M. Didier

© Fotolia

La mise en œuvre d’appels d’offres sur les segments
les plus concurrentiels de la filière a également
permis de ramener les rentabilités à des niveaux
proches du CMPC de référence.
1- Les parcs en cours de développement sont des installations
d’une puissance supérieure à 100 kWc retenus à l’issue d’un
appel d’offres. Les installations mises en service en 2011 sont
des installations sous obligation d’achat.

TRI projet après impôts moyen
des installations photovoltaïques
selon leur année de mise en service

Coût de production des installations photovoltaïques
analysées en fonction des investissements
800

12
10

Taux d’actualisation à 5 %
Taux d’actualisation à 8 %
Taux d’actualisation à 10 %

600
500

8
TRI projet (en %)

Coût de production (e/MWh)

700

400
300
200

6
4
2

100
0
1,3

1,4

1,5

1,6

Installations en projet

1,7

1,9

2,0

2,6

3,2

Investissement (e/Wc)

3,5

3,6

4,1

4,6

8,1

Installations existantes

NB : les installations des années 2010, 2011 et 2012 se sont développées sous le régime du
tarif d’achat, celles postérieures en 2014 grâce aux appels d’offres.

12 Dé yptages / N°40

0
2010

2011

2012

Installations existantes
Moyenne installations
existantes

2014

2015

2016

Installations en projet
Moyenne installations
en projet

Débouchés chaleur des installations biomasse
en nombre et en puissance cumulée
5

44

5

44,7

Biomasse

Le développement irrégulier de la filière biomasse
s’explique par l’impossibilité de déterminer ex ante
un dispositif de soutien national, qui tienne compte
de la diversité des installations, tant en termes
de puissance que de plan d’approvisionnement ou
de débouché chaleur.

18,5

23
installations

263,3 MW
5
156,1

8

© Everystockphoto

Recommandations de la CRE
• Recourir aux appels d’offres, mécanisme
efficace pour développer des installations
avec une rentabilité raisonnable, dès lors
qu’ils prennent en compte la dimension
régionale.
OU
• Créer un tarif d’achat régionalisé, comportant
des clauses contraignantes en matière
notamment de contrôle des plans
d’approvisionnement de l’installation
pour développer la filière. Cela présente
toutefois l’inconvénient d’une complexité
de construction des grilles tarifaires.

Ce premier rapport de la CRE sera suivi d’études
ultérieures portant sur les filières cogénération, hydraulique et biogaz ainsi que de travaux complémentaires
sur les filières photovoltaïque et éolienne terrestre.
En matière d’éolien terrestre, la CRE s’intéressera
à l’effet des dernières dispositions législatives et
réglementaires (S3RENR, loi « Brottes ») sur le développement de la filière et sa rentabilité. Ces travaux seront
menés à horizon de cinq ans, le temps que les premiers
parcs bénéficiant de ces dispositions entrent en
service.
En matière de photovoltaïque, la CRE procédera
à de nouvelles analyses. Elles porteront sur un panel
d’installations plus significatif, sur des installations
bénéficiant des tarifs dégressifs de l’arrêté de janvier
2013 et sur des installations lauréates des appels
d’offres de 2011, une fois mises en service, afin de
comparer les coûts réels aux coûts qui avaient été
déclarés dans les dossiers de candidature.

Le rapport de la CRE
est public et
peut être consulté
sur son site Internet
www.cre.fr

Autre processus industriel
Industrie de première
transformation du bois

Industrie de seconde
transformation du bois
Réseau de chaleur urbain

Consultation publique de la DGEC
sur l’évolution des mécanismes de soutien
aux installations sous obligation d’achat
Les installations de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables
se sont fortement développées cette dernière décennie, encouragées par
des tarifs d’obligation d’achat avantageux. S’ils ont produit leurs effets, ces
mécanismes de soutien public sont aujourd’hui questionnés, en raison
notamment de leur poids dans la facture des consommateurs et de l’arrivée
à maturité de certaines filières. La DGEC a donc lancé une consultation
publique en décembre 2013, à laquelle la CRE a répondu. Voici les principales
observations du régulateur :
• les énergies renouvelables ont un impact à la baisse sur les prix de marché,
mais qui reste limité au regard des fondamentaux (prix des combustibles
et des quotas de CO2) et du contexte de crise économique. Elles contribuent
à la formation de prix négatifs du fait de mécanismes de soutien incitant à
produire à tout prix, mais n’en sont pas la seule cause ;
• une réforme des mécanismes de soutien doit permettre de préparer
l’évolution de ces moyens de production d’un dispositif régulé vers un
système marchand, tout en garantissant un faible niveau de risque pour
les producteurs. La CRE est ainsi favorable à un mécanisme de soutien fondé sur la commercialisation directe de leur électricité par les producteurs,
complétée par le versement d’une prime compensant ex post l’écart entre
le gain tiré de cette vente et un niveau de rémunération de référence
garantissant une rémunération normale aux producteurs sur le long terme.
Toutefois, quel que soit le système retenu, il ne faut pas espérer qu’il ait
un effet sur les prix de marché à court terme, puisque ces derniers sont
modifiés par les caractéristiques intrinsèques des énergies renouvelables ;
• le dispositif mis en place doit permettre de déterminer le niveau de
soutien permettant d’atteindre les objectifs de développement des
énergies renouvelables au meilleur coût ;
• le choix de l’acheteur obligé, au cœur des dispositifs de soutien, pourrait
être questionné ;
• les imperfections des dispositifs de soutien actuels, notamment en ce qui
concerne l’absence de contrôle des installations en bénéficiant, devraient
être corrigées ;
• une plus grande intégration des énergies renouvelables au système
électrique serait envisageable.
La réponse de la CRE à la consultation publique est en ligne sur son site
internet : www.cre.fr

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