Article AUTONOME (Avis du 30 octobre 2008 relatif au projet d'arrêté fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie mécanique du vent)

1. Principes de calcul
Contexte réglementaire

L'article 10 de la loi du 10 février 2000 prévoit que les conditions d'achat de l'électricité produite à partir d'installations éoliennes prennent en compte les coûts d'investissement et d'exploitation évités par les acheteurs, auxquels peut s'ajouter une prime prenant en compte la contribution de la production livrée ou de la filière à la réalisation des objectifs fixés par la loi : indépendance et sécurité d'approvisionnement, qualité de l'air et lutte contre l'effet de serre, gestion optimale et développement des ressources nationales, maîtrise de la demande d'énergie, compétitivité de l'activité économique et maîtrise des choix technologiques d'avenir, utilisation rationnelle de l'énergie.
Le décret du 10 mai 2001, pris en application de l'article 10 de la loi du 10 février 2000, dispose que les tarifs d'achat de l'électricité sont égaux aux coûts de production, incluant investissement et exploitation, évités sur le long terme au système électrique, auxquels peut s'ajouter une rémunération supplémentaire [prime] correspondant à la contribution des installations à la réalisation des objectifs fixés par la loi.

Méthodologie de calcul du coût évité

Le coût de production évité sur le long terme au système électrique par les installations éoliennes est égal au coût complet de production de l'électricité à laquelle l'électricité d'origine éolienne se substitue, duquel doivent être déduits les coûts supplémentaires induits par l'éolien sur le système électrique en matière de réserves, d'ajustement et de développement de réseau.
Le calcul du coût complet de production de l'électricité substituée se base sur des scénarios d'évolution du parc à long terme, afin de déterminer à quelles technologies les éoliennes se substituent, en termes d'investissement et d'exploitation. Les scénarios retenus sont ceux du bilan prévisionnel à l'horizon 2015, établis par RTE à l'attention des pouvoirs publics en 2007, dans le cadre de l'élaboration de la programmation pluriannuelle des investissements.

Hypothèses considérées

La valorisation des coûts évités repose sur des hypothèses de coût des combustibles, de cours de change, d'actualisation, de coût d'investissement et d'exploitation. Les hypothèses macroéconomiques retenues se fondent sur les valeurs de long terme déterminées par la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC) pour l'élaboration des coûts de référence de la production électrique. Un scénario intégrant une majoration de 50 % du coût des combustibles fossiles a également été étudié. Les coûts d'investissement et d'exploitation sont fondés sur des données internes de la CRE, de sources diverses. Le taux d'actualisation nominal retenu est de 8 % par an.
Tous les éléments de coûts sont donnés en euros au 1er janvier 2009.

Récapitulatif des hypothèses retenues

2. Calcul du coût complet de production
de l'électricité substituée
Coût variable de production

La comparaison, en 2015, du scénario EnR haut élaboré par RTE, qui correspond à un développement de l'éolien à hauteur de 17 GW, avec le scénario de référence permet de déterminer que chaque unité d'électricité renouvelable supplémentaire produite se substitue approximativement pour un tiers à de l'électricité produite à partir d'énergie nucléaire, pour un autre tiers à de l'électricité produite à partir de combustibles fossiles et, pour le dernier tiers, augmente les exportations. Ce constat permet de déterminer le coût variable de production, c'est-à-dire la part des coûts de production de l'électricité à laquelle la production éolienne se substitue qui est directement proportionnelle au volume produit.
L'électricité évitée d'origine nucléaire est valorisée au coût variable de la production nucléaire (de l'ordre de 7,5 €/MWh). L'électricité évitée par des moyens thermiques à flamme est valorisée sur la base du coût variable de production d'une centrale de type cycle combiné au gaz d'une part, et d'une centrale au charbon d'autre part, à proportion de la diminution de production constatée entre le scénario EnR haut et celui de référence (de l'ordre de 37,6 à 51,8 €/MWh, selon l'hypothèse de coût des combustibles retenue, hors coût du CO2).
Le coût évité de l'électricité exportée est à valoriser au prix de marché. Comme il n'existe pas d'hypothèse de long terme pour cette référence, la valorisation retenue est égale à la valeur la plus élevée résultant du coût variable d'une centrale au charbon ou au gaz du type de celles actuellement en service (de l'ordre de 60,6 à 73,6 €/MWh, coût du CO2 supporté par le producteur inclus), étant entendu que dans un marché pleinement concurrentiel le prix de l'électricité devrait rejoindre le coût variable de production du moyen marginal et que, à l'horizon considéré, le prix marginal sera probablement fixé par une installation de ce type.
Au final, le coût variable moyen pondéré de l'électricité à laquelle la production éolienne se substitue est compris entre 35,3 et 44,1 €/MWh.

Coût fixe d'investissement et d'exploitation

Le calcul de la capacité installée substituée valorise la contribution à la sécurité d'approvisionnement. Il se fonde sur l'hypothèse d'une annulation du solde des échanges au passage de la pointe de la demande nationale. De la différence des énergies produites entre le scénario de référence et le scénario EnR haut en 2015 il résulte qu'un fort développement des énergies renouvelables conduit à éviter, en 2015, la production de 13,8 TWh d'électricité d'origine nucléaire, dont 60 % environ dus au développement de la production éolienne et le complément dû à l'augmentation de la production issue des autres énergies renouvelables. Compte tenu du fonctionnement en base des centrales nucléaires, le développement de la production éolienne correspond à une capacité nucléaire substituée de l'ordre de 1,1 GW. Dans la mesure où le taux de puissance substituée par un parc éolien de 17 GW est, selon les hypothèses de RTE, approximativement égal à 20 % de la puissance installée, la capacité thermique fossile évitée est de l'ordre de 2,3 GW.
Avec un coût d'investissement de l'ordre de 34,0 €/MWh pour une centrale nucléaire fonctionnant en base et de 27,3 €/MWh pour un cycle combiné au gaz fonctionnant en semi-base, le coût de l'investissement évité par le développement d'un parc de 17 GW d'éoliennes (13 GW à terre et 4 GW en mer) est évalué à 12,0 € par MWh d'électricité éolienne produite.

Coût complet de production de l'électricité substituée

Le coût complet de production de l'électricité substituée est donc compris entre 47,3 et 56,1 €/MWh.
Compte tenu du tarif proposé, pour un parc de production de 13 GW implanté à terre et de 4 GW implanté en mer en 2015, le surcoût de la production d'électricité éolienne, avant prise en compte des coûts supplémentaires induits sur le système électrique et de la contribution de cette production aux objectifs définis par la loi, est estimé entre 1,7 et 2,1 Mds€/an.

3. Evaluation des coûts supplémentaires induits
par l'éolien sur le système électrique
Impact sur les marchés de l'électricité

Le développement d'une production peu prévisible, de nature à perturber l'équilibre offre/demande, est de plus en plus souvent évoqué pour justifier de la forte volatilité des cours de l'électricité sur le marché au jour le jour. Or, dans un marché à forte volatilité, toutes choses égales par ailleurs, le prix consenti au client par son fournisseur s'établit à un niveau supérieur car la prime de risque y est plus élevée. Le présent calcul étant peu sensible au prix de l'électricité, utilisé uniquement pour la valorisation des exports, et le niveau de cette prime étant difficilement quantifiable, ce coût imputable à l'énergie éolienne n'est pas pris en compte.

Impact sur les responsables d'équilibre

Sur le réseau synchrone, l'équilibre entre production et consommation doit être maintenu à tout instant. Afin d'y parvenir, chaque producteur ou consommateur est rattaché à un périmètre. Une entité, qualifiée de responsable d'équilibre, est incitée financièrement à équilibrer les injections et les soutirages au sein de son périmètre. Lorsque des déséquilibres apparaissent, le gestionnaire de réseau fait appel à un mécanisme dit d'ajustement , au sein duquel les acteurs offrent, contre rémunération, la possibilité de modifier, à la hausse ou à la baisse, leur production ou d'effacer leur consommation. Le coût qui en résulte est répercuté sur les responsables d'équilibre à l'origine des déséquilibres.
Actuellement, EDF est l'acheteur obligé de l'essentiel de la production éolienne. Si la variabilité de cette production n'a pu être convenablement anticipée, le coût correspondant est, donc, principalement à sa charge. Il pourrait, à terme, en fonction du développement du parc, justifier l'attribution d'une compensation dont le montant serait à évaluer.

Impact sur les marges

Une étude exposée fin 2006 par RTE à la CRE met en évidence une augmentation de l'aléa de production due à un développement important de l'éolien. Celle-ci pourrait nécessiter des marges plus importantes afin que RTE soit en mesure de garantir l'équilibre entre la production et la consommation. Si les marges à disposition de RTE sont inférieures aux niveaux requis à l'échéance de temps considérée, RTE réalise des appels pour marge à travers le mécanisme d'ajustement. Leur coût est à la charge des utilisateurs du réseau. Ces appels pour marge pourraient être plus fréquents si les niveaux requis sont plus élevés.
Dans cette même étude, RTE conclut qu'un parc éolien dont le comportement peut être anticipé grâce à une bonne observabilité n'aurait pas d'impact sur le niveau des marges avant 5 GW installés, et, à partir de 10 GW installés, la marge mobilisable en 8 h pourrait être augmentée de 1 GW (elle est aujourd'hui d'environ 4 GW).
En revanche, si RTE ne dispose pas d'outils adaptés pour l'observation et la prévision de la production éolienne, le niveau des marges pourrait être revu à la hausse. L'évolution récente des conditions de raccordement ainsi que la mise en place d'une plate-forme d'insertion de la production éolienne dans le système électrique français devraient concourir à la meilleure observabilité du parc éolien.
Le coût résultant d'une augmentation à terme du besoin de marges pour le système électrique n'est pas évalué à ce jour.

Impact sur le développement du réseau

Au niveau local, la concentration de nouvelles installations de production peut générer des contraintes sur le réseau, qui doivent être résolues par des renforcements lorsque leur ampleur devient excessive. Or le réseau régional est dimensionné en fonction de la puissance transitée maximum. Ainsi, dans le cas de l'éolien, caractérisé par un facteur de charge de 25 %, le besoin de renforcement du réseau rapporté à l'énergie produite est de fait supérieur à d'autres sources d'énergie.
En revanche, au niveau national, du fait de la décorrélation des trois principaux gisements de vent, et contrairement à la problématique rencontrée en Allemagne et au Danemark, l'éolien français est peu susceptible de générer d'importants déséquilibres de transit.
Sur la base de la répartition géographique actuelle des projets, les renforcements du réseau de transport liés à l'éolien sont à prévoir principalement dans le Nord du pays. A partir du programme d'investissement de RTE, le coût de ces investissements de réseau s'élève à environ 2 €/MWh.
Les données disponibles ne permettent pas de comparer ces coûts avec ceux du parc conventionnel installé dans le passé. En revanche, une comparaison avec des exemples de projets de production en cours, issus du programme d'investissement de RTE, fait apparaître des coûts de renforcement du réseau du même ordre de grandeur. Cet impact n'est donc pas pris en compte pour évaluer le surcoût de l'éolien par rapport à d'autres modes de production.

4. Valorisation de la contribution
de l'éolien aux objectifs fixés par la loi

La contribution de l'éolien aux objectifs définis par la loi est à valoriser au regard de la composition du parc de production français, qui recourt majoritairement à l'énergie nucléaire et hydraulique.

Contribution à la qualité de l'air et à la lutte contre l'effet de serre

Au coût complet de production de l'électricité évité, il convient d'ajouter les coûts externes évités, égaux au coût des impacts environnementaux liés à la pollution de l'air et aux émissions de gaz à effet de serre qu'aurait dû supporter la collectivité en l'absence de la production éolienne. Dans ce domaine, l'étude ExternE, lancée en 1998 par la Commission européenne et régulièrement réactualisée depuis, constitue la référence la plus fiable actuellement disponible. Elle conclut à des coûts liés aux impacts environnementaux de 3,4 €/MWh pour le nucléaire et de 39,2 €/MWh pour la production thermique fossile, avec des hypothèses majorantes sur l'actualisation des coûts pour le nucléaire et sur le prix du CO2 pour le gaz et le charbon.
Par ailleurs, la production d'électricité à partir d'éoliennes n'est pas indemne d'impacts environnementaux. En toute rigueur, il est donc nécessaire de prendre en considération les coûts externes liés à cette forme de production. Les résultats de l'étude ExternE fournissent une évaluation comprise entre 1,1 €/MWh pour les éoliennes implantées à terre et 1,4 €/MWh pour les éoliennes implantées en mer.
En conséquence, la contribution de l'éolien à la réalisation de cet objectif est valorisée 11,2 €/MWh. Il en résulte un coût évité de la production éolienne, externalités liées à la pollution de l'air et à l'émission de gaz à effet de serre incluses, de 58,5 à 67,3 €/MWh. Le surcoût lié à la production d'électricité éolienne correspondant, pour un parc de 17 GW installé, est alors estimé entre 1,3 et 1,6 Mds€/an, hors prise en compte des coûts supplémentaires induits sur le système électrique.
Le développement massif de l'énergie éolienne permettra de générer, avec les hypothèses de valorisation retenues, des économies annuelles de l'ordre de 450 M€ sur les impacts environnementaux liés à la qualité de l'air et à la lutte contre l'effet de serre ; il convient toutefois, en vue d'opérer des comparaisons en termes d'efficacité avec d'autres mesures de politique énergétique, de quantifier le coût de la tonne de CO2 économisée par l'éolien.
Les scénarios établis par RTE à l'horizon 2015 permettent d'évaluer la réduction des émissions de CO2 imputables à l'éolien à environ 7,0 Mt (soit environ 176 g de CO2 évité par kilowattheure produit). Il en résulte, après prise en compte de la contribution de l'éolien à la réduction des autres polluants atmosphériques, un coût de la tonne de CO2 évitée compris entre 230 et 280 €, et jusqu'à 490 € pour les éoliennes implantées en mer. A titre de comparaison, la Direction générale du Trésor et de la politique économique (DGTPE) a évalué, en 2007, le coût budgétaire de l'intervention publique à 2 € par tonne de CO2 économisée pour l'isolation thermique des parois opaques, à 31 € pour la mise en place de chaudières à condensation et à 97 € pour la mise en place de pompes à chaleur géothermales.
L'ADEME indique que, en 2008, l'électricité éolienne se substitue pour 75 % à de l'électricité produite à partir d'énergies fossiles. Sur cette base, les émissions évitées en France par l'éolien sont estimées à 300 g de CO2 par kilowattheure. Ces chiffres sont établis pour 2008 et ne peuvent être directement comparés aux résultats issus de l'analyse de la CRE, établis à l'horizon 2015.

Contribution à l'indépendance énergétique

La contribution à l'indépendance énergétique varie en fonction du combustible auquel l'électricité produite par les éoliennes se substitue.
Lorsqu'elle se substitue au nucléaire, la production des éoliennes ne contribue pas significativement à l'indépendance énergétique.
La contribution de l'éolien à l'indépendance énergétique est plus significative lorsque cette énergie se substitue à la production à partir de gaz. Cependant, l'étude ExternE (projet ExternE-Pol) déjà citée fournit une estimation du coût externe de la dépendance liée aux combustibles fossiles compris entre 0,006 et 0,1 c€/kWh, après prise en compte de l'impact des variations de prix sur l'économie mondiale et de leur volatilité, ce qui en fait un paramètre de second ordre, qui sera négligé au regard des grandeurs en jeu.
Le bilan prévisionnel de RTE révèle que la pénétration de l'éolien se traduira, pour un tiers, par une augmentation des exportations. S'il s'agit là d'une contribution à l'indépendance énergétique, en fonction du combustible auquel cette énergie se substitue dans le pays où elle est consommée, elle ne bénéficiera pas, dans cette mesure, aux consommateurs qui auront à la subventionner.
Enfin, le coût de production des éoliennes n'est pas indépendant de l'évolution des cours de combustible. Avec un coût de fabrication déterminé à près de 40 % par le coût des matières premières, le prix de vente des aérogénérateurs a suivi l'envolée des prix de combustibles, augmentant de 20 % au cours des deux dernières années.

Contribution à la gestion optimale et au développement des ressources nationales,
à la compétitivité de l'activité économique et à la maîtrise des choix technologiques d'avenir

La contribution aux objectifs de gestion optimale et de développement des ressources nationales et de maîtrise des choix technologies d'avenir dépend étroitement de la capacité des filières à constituer, à une échéance raisonnable, une solution compétitive en comparaison des autres moyens à disposition. Or force est de constater qu'en dépit d'un développement important à l'échelle mondiale les gains de productivité attendus de chacune des filières lors de l'élaboration des précédents tarifs n'ont pas été atteints. En tout état de cause, la contribution de l'obligation d'achat à ces objectifs n'est guère quantifiable.
S'il est intéressant de noter que le développement du parc éolien permet dorénavant de localiser les personnels de maintenance en France, alors que jusqu'à présent ils venaient de pays tiers, il n'en reste pas moins que l'essentiel de la valeur ajoutée provient de la conception et de la fabrication des équipements, aujourd'hui principalement assurée hors de France. En encourageant le développement de cette filière, la France se crée une dépendance technologique, sans en tirer de bénéfice environnemental notable.

Contribution à l'utilisation rationnelle de l'énergie

Le développement de la filière éolienne est neutre au regard du critère d'utilisation rationnelle de l'énergie. En effet, le choix des moyens de production ne présume pas de la pertinence des usages de l'énergie.

5. Bilan des coûts évités

Les tarifs proposés pour les installations implantées en France continentale et sur le domaine public maritime sont supérieurs au total des coûts de production évités sur le long terme au système électrique, augmenté de la contribution de la filière éolienne aux objectifs de la politique énergétique française, tel qu'il a été évalué ci-dessus. Par suite, ils sont susceptibles de méconnaître les dispositions de l'article 10 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, précisées par le décret du 10 mai 2001.
De plus, au-delà de 5 à 10 GW installés, la filière éolienne induit un coût supplémentaire pour le système électrique en termes d'ajustement et de marges.

Récapitulatif des résultats (en €2009/MWh)