Les impacts de la production d'électricité renouvelable sur les prix du marché en Allemagne

Compromis entre les avantages et les coûts du schéma de soutien aux énergies renouvelables

 

 

 

Résumé :

- La sortie du nucléaire décidée en 2011 par le gouvernement fédéral allemand a d'importantes conséquences sur la politique énergétique de ce pays. Ainsi, le développement des énergies renouvelables devient un objectif essentiel de la transition énergétique.

- Plusieurs politiques de soutien aux énergies renouvelables ont été mises en place. En Allemagne, le choix a été très clair : ce sont les ménages qui paient pour le financement des énergies renouvelable.

- Le schéma de soutien aux énergies renouvelables, certes nécessaire, engendre des contraintes de plus en plus fortes sur le système des coûts, des tarifs et des prix ainsi que sur le réseau électriquedans son ensemble.

 

 

 

 

Ces dernières années ont été marquées non seulement par la crise économique mais également par des bouleversements inédits dans le domaine de l'énergie. Ainsi, les mouvements de révolte dans les pays arabes ont été suivis par une augmentation de prix des énergies fossiles (prix du pétrole passant de 30 à environ 95USD entre 2009 et 2013); la catastrophe de Fukushima en 2011 a eu un impact important sur la structure du bilan énergétique dans plusieurs pays ; la dégradation de l'environnement et le réchauffement climatique sont provoqués par la consommation quotidienne des énergies polluantes et non renouvelables dont les impacts décrits dans le rapport Stern (2006) sont inquiétantes[1].  Cela engendre une « tendance » des politiques de décarbonation des systèmes électriques dans plusieurs pays européens. 

Le lendemainde la catastrophe de Fukushima, le gouvernement allemand a décidé d'accélérer l'élimination progressive de l'énergie nucléaire d'ici 2022, en commençant par la fermeture immédiate des huit plus vieilles centrales nucléaires. Les neuf centrales restantes, qui produisaient encore 18 % de l'électricité du pays en 2011, seront progressivement arrêtées d'ici 2022[2]. Bien que les centrales thermiques aux énergies fossiles doivent être mises en place pendant la période transitoire, la production d'électricité d'origine renouvelable devra être la source principale de l'approvisionnement de l'électricité d'ici 2050. Alors qu'en 2011, l'ensemble de l'éolien, l'hydraulique et du solaire fournissaient 20% de l'électricité, cette part doit être portée à 35% d'ici 2020 et à 80% d'ici 2050, un projet somme toute ambitieux.

En Allemagne, beaucoup de politiques de soutien aux énergies renouvelables  ont été mises en place. Le système peut-être le plus populaire, qui semble bien fonctionner est le mécanisme de "feed-in-tarif» (tarif de rachat) mis en place depuis 1991, révisé en 2004, 2009 et 2011. Selon cette loi, toute l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables sera immédiatement intégrée dans le système électrique et achetée par les opérateurs de réseau à un tarif de rachat garanti. Ce tarif est donc indépendant des conditions de l'offre et de la demande, qui déterminent le prix du marché. Si le prix du marché est inférieur au tarif, la perte subie par les opérateurs de réseau est compensée par tous les consommateurs à travers leur facture d'électricité. La mise en œuvre de ce régime de soutien a eu des impacts significatifs sur les prix ainsi que sur le système d'électricité.

 

L'impact sur les coûts ; les tarifs et les prix…

La mise en œuvre du régime de tarif de rachat a reçu beaucoup de critiques. Tout d'abord, la charge supportée par les consommateurs finaux (les ménages) est trop élevée. Entre 2007 et 2009 par exemple, les dépenses nettes de soutien pour l'électricité renouvelable (principalement du tarif de rachat) sont passées de 3,6 à 6,1 milliards d'euros, le plus haut niveau en Europe. Il est important de noter que les prix de détail allemands de l'électricité sont aussi au plus haut niveau en Europe, à l'exception du Danemark - champion d'Europe pour les émissions de CO2 et le développement de l'énergie éolienne.

Les surcoûts que les consommateurs finaux allemands doivent supporter à cause de la divergence entre les prix du marché et le tarif garanti pour les opérateurs d'énergie renouvelable ont rendu les prix de détail encore plus élevés. Ce surcoût, l'EEG-Umlage, devrait augmenter de 5,3 ct / kWh en 2013 (20% du total des prix 2013) à environ 6,2 ct / kWh en 2014. En Allemagne, les prix de l'électricité pour les consommateurs domestiques représentent environ 40 - 45% de tous les impôts et taxes, dont l'EEG-Umlage constitue environ 30 - 40% selon les données d'Eurostat. En France, où ce prix est plus bas que la moyenne européenne, l'équivalent de l'EEG-Umlage, la CSPE (la contribution au service public de l'électricité) représente environ 10% du prix TTC[3]. La CSPE est passée de 0.45 ct/kWh en 2010 à 0.9 ct/kWh en 2011, puis à 1 ct/kWh en 2012 et à 1,35 ct en 2013 selon la Commission de Régulation de l'Energie (CRE)[4]. Les consommateurs finaux n'ont pas encore conscience du fait que ce sont eux qui supportent le coût de soutien de l'énergie renouvelable, qui est de plus en plus élevé (figure 1).

 

 

Figure 1. L'évolution de tarif électrique pour les ménages en Allemagne

Source: Neuhoff (2014)

 

 

La figure 1 montre que depuis 2009 l'ensemble des coûts de production et de transport diminue (largement grâce à la réduction du coût de production) alors que le tarif TTC payé par le consommateur continue de s'accroître. Cela est engendré par une augmentation de taxe, particulièrement l'EEG-Umlage - le surcoût de soutien aux énergies renouvelables.

Il est important de noter ici que les tarifs électriques payés par les consommateurs finaux sont différents des prix sur le marché de gros d'électricité, où cette dernière est négociée (achetée et vendue) avant d'être livrée sur le réseau à destination des clients finaux. Les prix sur ce marché, prix de spot, sont déterminés via des enchères, donc par les coûts marginaux. Bien que les opérateurs d'éoliens soient payés à un tarif fixe et ne participent pas directement sur le marché spot, la production éolienne injectée dans le système a des impacts sur les prix du marché. En effet, l'électricité produite par les énergies renouvelables, certes relativement chères en termes du coût moyen, a uncoût marginal nul. Comme les prix de marché sont déterminés par les coûts marginaux, subventionner les énergies renouvelables via un accès prioritaire et à un prix nul sur le marché, tire les prix à la baisse sur le marché spot.

D'une part, cette baisse de prix est une bonne nouvelle pour les gros consommateurs, qui achètent l'électricité à des prix de marché, et qui paient très peu de surcoût de support des énergies renouvelables : 0,05ct/ kWh - considérablement inférieur (100 fois)à celui des ménages. D'autre part, la baisse de prix de marché augmente la charge supportée par les consommateurs finaux puisque l'écart entre le tarif de rachat garanti (fixés pour long terme) et les prix de marché (qui varient chaque heure) deviendrait plus important, d'autant plus que la baisse des prix de marché de gros ne traduit pas directement parune diminution du tarif réglementé.

 

Les distorsions induites par les énergies intermittentes  et le schéma de feed-in-tariff

Une autre contrainte importanteinduite par ce régime de soutien des énergies renouvelables est l'effet pervers sur les prix d'équilibre de marché: le phénomène des prixnégatifs.

Les prix ??négatifs sont la conséquence de deux événements coïncidents: une faible demande et un niveau très élevé de vent qui fait tourner les éoliennes off-shore de la Baltique à plein régime. Comme l'électricité n'est pas stockable, lors de période de surproduction d'électricité éolienne, les centrales thermiques devraient arrêter leur production pour que la demande et l'offre puissent être équilibrées. Certains producteurs de ces centrales, cependant, souhaitent continuer à fonctionner, car l'arrêt de ces centrales thermiques leur coûterait trop cher sachant qu'ils devraient les redémarrer quelques heures après. Ils préfèrent dont payer un opérateur qui pourrait accepter de prendre cette électricité excédentaire plutôt que de fermer leur centrale et en subir les coûts de redémarrage. Ce sont les générateurs suisses, qui disposent d'une forte capacité d'hydroélectricité, notamment STEPS (stations de transfert d'énergie par pompage)[5] qui sont payés pour évacuer cette électricité excédentaire. Les acheteurs de l'électricité sont donc payés pour en consommer, c'est l'origine du phénomène des prix négatifs sur le marché électrique spot en Allemagne. Les prix ??négatifs se sont produits 71 fois en 2009 et 57 fois en 2012, la plupart du temps entre minuit et 8 heures lors que la demande est faible[6] (figure 2).

 

 

Figure 2: Les prix négatifs sur le marché de spot allemand 2009-2012

Sourcse: Auteur, basé  sur les données de l'EEX et l' ENTSO-E, BSI Economics

 

 

La figure 2 montre que le prix de marchépeut descendre jusqu'à -200 ou -500 EUR /MWh. Les prix négatifs augmentent encore les surcharges supportées par les ménages car l'écart entre le tarif de rachat et le prix devient très significatif. Plus important encore, les prix négatifs correspondent à une dé-optimisation du réseau électrique, ce qui induit des inquiétudes de plus en plus fortes sur l'efficacité du schéma de soutien aux énergies renouvelables, tant que des solutions de stockage de l'électricité à grande échelle ne sont pas disponibles du moins.

Il faut également noter que le phénomène de prix négatifs se traduit par un effet d'aubaine pour les opérateurs qui possèdent des stations de pompage. Ils se font payer pour acquérir l'électricité excédentaire les jours de très forte production renouvelable et produisent de l'électricité les jours où les prix sont élevés. En effet, les prix négatifs représentent un dysfonctionnement du système de prix électriques, qui profite finalement plus aux traders qu'aux consommateurs particuliers.

Un autre problèmelié à la production d'électricité renouvelable est l'effet pervers sur les systèmes de réseau dans les pays limitrophes. A cause des raisons techniques[7], l'électricité produite par les éoliennes off-shore de la Baltique ne peut pas être évacuée directement vers les zones de grande consommation en Allemagne. Compte tenu du système de réseau européen interconnecté, cette électricité est transportée via la Pologne ou la République tchèque avant d'atteindre les consommateurs finaux du Sud de l'Allemagne – les grandes industries de Bavière. Tous les problèmes induits par le réseau sont maintenant mutualisés. Les consommateurs de ces pays voisins devront participer aux coûts pour renforcer les lignes de transmission pour que les producteurs étrangers puissent livrer leur production d'électricité éolienne, ce qui génère des externalités négatives pour tous. Cela engendre des préoccupations à propos des coûts sociaux de plus en plus élevés pour soutenir les énergies renouvelables.

 

Conclusion

La croissance verte avec le développement des énergies renouvelablesest aujourd'hui un objectif essentiel de la transition énergétique pour tous les pays de l'Union européenne. Cependant, la question du financement des énergies renouvelables se pose toujours.

 En Allemagne, le choix a été très clair : ce sont les ménages qui supportent les surcharges. Ces surcoûts élevés ainsi que les contraintes imposées au système électrique par des énergies renouvelables intermittentes sont tellement fortes qu'elles induisent des doutes de la part des consommateurs sur les supports de ce type d'énergie.

Mais, au-delà de toutes ces contraintes, la transition énergétique serait extrêmement difficile à mettre en place si l'on n'accepte pas qu'investir dans une économie renouvelable et innovatrice doit avoir un coût. Ce coût de court terme est indispensable pour un développement durable et soutenable dans long terme. A long terme, le système de prix devrait envoyer des signaux cohérents et interprétables pour les investissements. Les consommateurs finaux devraient payer leur électricité à des « prix justes » - davantage en lien avec  les  vrais coûts d'une telle opération.

Enfin et surtout, le bilan énergétique reposant uniquement sur des énergies renouvelables n'est pas la réponse à la révolution énergétique à moyen terme. Un mix énergétique raisonnable semble être la réponse la plus adaptée.

 

 

 

 

Références 

Benhmad et Percebois (2013), Les distorsions induites par les énergies intermittentes sur le marché spot de l'électricité, dans Economie de l'Energie, Tome XLVII, n°10, février 2013.

BSI Economics, (2014), Les implications de la transition énergétique de l'Allemagne , L'Economiste.

BSI Economics, (2014), Concurrence sur le marché de gros de l'électricité : un long chemin à parcourir ? , Thao Pham.

Neuhoff (2014) Distributional Effects of Energy Transition: Impacts of Renewable Electricity Support in Germany, Conférence “Redistribution Effects of Energy Transition Policy”, Ecole des mines de Paris, 9Avril 2014. CGEMP, le CERNA, la Chaire  European Electricity Markets, et i3 (Institut interdisciplinaire de l'innovation), membres de PSL*.

 

 

Notes:

[1] Le réchauffement climatique menace les éléments fondamentaux de la vie des peuples dans le monde : accès restreint à l'eau, chute des rendements agricoles, dégradation de la santé, utilisation restreinte des terres et disparition des espèces dans les écosystèmes.

[2] La France fait aussi un effort pour sortir du nucléaire, en passant de 75 % à 50 % de la part du nucléaire dans le mix énergétique d'ici à 2025.

[3] En France, le tarif de l'électricité pour le consommateur final domestique se décompose : 40% pour le cout de production, 35% pour les péages d'accès aux réseaux de transport et de distribution et 25% pour les taxes, dont la CSPE (60% sert à financer le surcoût des renouvelables).

[4] En France, la CSPE comprend l'intégralité du surcoût correspondant à la différence entre le tarif d'achat garanti (feed in tariff) et le prix constaté sur le marché de gros, ce surcoût est supporté par EDF, mais non par des opérateurs de réseau comme en Allemagne. Par contre, l'Etat n'autorise pas EDF à répercuter ce surcoût sur les tarifs réglementés de l'électricité. EDF a accumulé une créance de l'ordre d'environ 5 milliards d'euros et la question restant est qui du consommateur va supporter cette créance (Benhmad et Percebois, 2013).

[5] Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) sont un type particulier d'installations hydroélectriques. Composées de deux bassins situés à des altitudes différentes, elles permettent de stocker de l'énergie en pompant l'eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur lorsque la demande électrique est faible (et le prix de l'électricité peu élevé). Lorsque la demande électrique augmente (tout comme le prix de l'électricité), elles restituent de l'électricité sur le réseau en turbinant l'eau du bassin supérieur (Connaissance des énergies).

[6] En France, où l'électricité éolienne représente une petite partie du mix énergétique, l'effet de prix négatifs est moins significatif : pendant la période 2009- 2012, le phénomène de prix négatifs s'est produit 10 fois et le niveau le plus bas est à - 50€/MWh le 25 décembre 2012 à 8h.

[7] L'électricité transportée et livrée aux clients finaux n'est pas suivie par la voie commerciale, mais par la loi physique (la loi de Kirchhoff): il prend le chemin de faible résistance à haute résistance. Il est pratiquement impossible de commander l'électricité de prendre un chemin particulier, selon cette loi.

 

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Thao PHAM est doctorante en économie de l'énergie du Centre de Géopolitique de l'Energie et des Matières Premières(CGEMP) à l'Université Paris Dauphine. Sa thèse porte sur le problème de pouvoir de marché dans les marchés électriques en Europe. Elle s'intéresse particulièrement à des questions de market designs et market regulation sur les marchés électriques ainsi que la transition énergétique en Europe