21 Juil Chapitre II – Le soutien des pouvoirs publics
4380 Il convient d’abord de distinguer la maturité de la compétitivité de chacune des filières d’énergies renouvelables.
Une filière est mature lorsque les coûts de production actuels sont connus, les améliorations techniques futures ne pouvant les diminuer significativement. De grandes disparités existent à ce titre entre les différentes énergies renouvelables. Par exemple, l’éolien terrestre et le photovoltaïque sont considérés comme matures, à l’inverse de l’éolien offshore : posé ou flottant.
Néanmoins, une filière mature n’est pas nécessairement compétitive face aux énergies traditionnelles471.
La compétitivité ne se limite pas au seul coût de production. Elle comprend également les impacts écologiques des différentes filières : pollution, déchets, risques environnementaux en cas de défaillance, émission de gaz à effet de serre, etc.
L’argument économique reste néanmoins prépondérant. Ainsi, malgré les progrès technologiques, le déploiement accru des énergies renouvelables nécessite un soutien financier.
Principalement, ce soutien résulte de la garantie de vendre l’électricité moyennant un prix assurant un équilibre avec l’investissement.
Deux dispositifs existent à ce titre :
les contrats d’achat (Section I) ;
et la procédure de mise en concurrence (Section II).
Il résulte également de la valorisation de la nature « verte » de l’électricité produite grâce à une garantie de son origine (Section III).
4381 Les contrats d’achat concernent tous les moyens de production d’énergie renouvelable472.
D’abord soutenu par une obligation d’achat à un prix déterminé par arrêté tarifaire (Sous-section I), le législateur souhaite faire entrer les filières matures dans le marché de gros par le mécanisme du complément de rémunération (Sous-section II).
4382 L’obligation d’achat de l’électricité produite grâce aux énergies renouvelables a pour objectif d’assurer une rentabilité normale aux investisseurs. L’électricité injectée sur le réseau est systématiquement achetée au producteur (C. énergie, art. L. 314-1)473.
4383 – Le principe. – L’obligation d’achat impose à EDF ou aux distributeurs d’électricité non nationalisés de conclure un contrat d’achat de l’électricité produite par les sources d’énergies renouvelables raccordées au réseau et répondant à certaines conditions474.
Les installations et leurs puissances éligibles à l’obligation d’achat sont fixées par voie réglementaire (C. énergie, art. D. 314-15).
Chaque filière fait l’objet d’un arrêté tarifaire propre déterminant le tarif d’achat, la durée de l’obligation d’achat et les conditions d’attribution (C. énergie, art. R. 314-12).
Afin d’inciter l’investissement dans les énergies renouvelables, l’électricité produite est achetée par le distributeur a un prix supérieur à celui du marché.
Ce mécanisme est qualifié de « guichet ouvert », le contrat étant attribué sur demande du producteur sans sélection particulière.
L’obligation d’achat bénéficie également aux départements, régions et établissements publics en dépendant475.
4384 – Les formalités de contrôle par la DREAL. – Afin de permettre à l’administration de contrôler l’éligibilité de l’installation, l’exploitant sollicitait un certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat (CODOA). Ce certificat était actualisé après contrôle de la DREAL en cas de changement d’exploitant ou de modification de l’installation. Ce contrôle a été supprimé, même pour les contrats en cours476.
4385 – La durée du contrat. – La durée du contrat est fixée par l’arrêté tarifaire. Elle varie de douze à vingt ans selon la filière visée.
Afin d’éviter la constitution d’une rente au profit du producteur, les installations ne bénéficient du mécanisme de l’obligation d’achat qu’une seule fois (C. énergie, art. L. 314-2, al. 1).
En cas de changement de producteur, le contrat se poursuit avec le nouveau producteur pour la durée restante. Un avenant est établi en ce sens (C. énergie, art. R. 314-10).
Par exception, certaines installations définies par décret bénéficient plusieurs fois d’un contrat d’obligation d’achat. Il s’agit :
des installations existantes situées en zone non interconnectée (C. énergie, art. L. 314-2, al. 2, 1°)477 ;
et des installations amorties dont le coût d’exploitation reste supérieur aux recettes, aides financières et fiscales incluses, situées sur le territoire métropolitain continental (C. énergie, art. L. 314-2, al. 2, 2°)478.
4386 – Le tarif du contrat. – Le tarif d’achat est garanti pendant toute la durée du contrat.
Les pouvoirs publics ont favorisé le développement d’une filière solaire innovante intégrée au bâtiment.
Auparavant, les arrêtés tarifaires propres à la filière solaire ne distinguaient pas entre les procédés photovoltaïques et thermodynamiques479.
L’arrêté tarifaire du 10 juillet 2006 relatif aux installations utilisant l’énergie radiative du soleil a majoré le tarif d’achat des installations photovoltaïques intégrées au bâti (IAB). Il profite aux installations remplissant également une fonction technique ou architecturale essentielle à la construction.
Cette orientation a été confirmée avec l’arrêté tarifaire du 12 janvier 2010 créant un troisième tarif propre aux installations simplement « surimposées » (ISB).
Le dernier arrêté tarifaire publié supprime la prime d’intégration simplifiée au bâti. Il réduit chaque trimestre le tarif majoré des installations intégrées au bâti pour le supprimer à compter du 30 septembre 2018480.
Les tarifs et les durées de chaque filière sont revus régulièrement par arrêté pour tenir compte de l’évolution des coûts de production.
4387 – Les inconvénients du dispositif. – L’obligation d’achat permet d’accompagner le développement des énergies renouvelables. Elle est néanmoins critiquée à plusieurs titres :
le producteur n’est pas incité à diminuer sa production, ce qui provoque des perturbations du réseau électrique en période creuse ;
le producteur n’est pas incité à autoconsommer sa production, le prix de vente de l’énergie au tarif d’achat étant nécessairement supérieur au prix de l’électricité achetée pour ses propres besoins ;
la révision des tarifs d’achat est généralement trop tardive par rapport à la baisse des coûts d’investissements481 ;
elle contribue à la distorsion entre les différents producteurs d’électricité ;
elle constitue un poids indéniable sur les finances publiques et les consommateurs482.
Outre les inconvénients du dispositif, la réforme de l’obligation d’achat était devenue inévitable au regard du droit européen.
En effet, elle fut qualifiée d’aide d’État aux termes d’un contentieux portant sur le tarif d’achat de l’électricité éolienne483.
4388 La réforme des mécanismes de soutien résulte de la publication par la Commission européenne des lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020484. Les États membres ont été invités à transformer leur régime de soutien au plus tard au 1er janvier 2016, en incitant les producteurs à vendre leur électricité directement sur le marché en contrepartie d’une aide sous forme de prime s’ajoutant au prix de marché.
La refonte impulsée par la Commission européenne vise l’ensemble des filières d’énergies renouvelables à partir d’une puissance de 500 kilowatts485.
La France s’est ainsi dotée d’un nouveau mécanisme de soutien : le complément de rémunération, destiné à se substituer partiellement à l’obligation d’achat (C. énergie, art. L. 314-18 à L. 314-27)486.
Ce dispositif est entré en vigueur le 1er janvier 2016. Il impose exclusivement à EDF de conclure un contrat offrant un complément de rémunération avec les producteurs d’énergie verte (C. énergie, art. L. 314-18), l’objectif étant d’assurer un niveau de rentabilité satisfaisant aux installations basculant sur le marché de gros487.
4389 – Une réforme progressive. – Les dispositifs du complément de rémunération et de l’obligation d’achat coexistent.
La loi prévoit une période de transition. À ce titre, les installations existantes conservent le bénéfice de l’obligation d’achat obtenu avant l’entrée en vigueur du nouveau dispositif488.
L’obligation d’achat est également maintenue pour certaines filières en fonction de leur localisation géographique et de leur puissance (C. énergie, art. D. 314-15).
Il s’agit notamment :
des installations photovoltaïques sur bâtiment d’une puissance inférieure ou égale à 100 kilowatts crête ;
des installations de méthanisation de déchets non dangereux et de matière végétale brute implantées sur le territoire métropolitain continental d’une puissance inférieure à 500 kilowatts ;
des installations hydroélectriques d’une puissance inférieure à 500 kilowatts ;
des éoliennes flottantes situées dans le domaine public maritime métropolitain continental quelle que soit leur puissance ;
des installations de cogénération implantées sur le territoire métropolitain continental d’une puissance inférieure ou égale à 300 kilowatts, etc.
4390 – Les installations concernées par le complément de rémunération. – Les filières implantées sur le territoire métropolitain continental ayant droit au complément de rémunération sont notamment les suivantes (C. énergie, art. D. 314-23) :
les installations hydroélectriques d’une puissance inférieure à un mégawatt ;
les installations de traitement thermique de déchets ménagers ;
les installations de méthanisation de matières non dangereuses d’une puissance comprise entre 500 kilowatts et douze mégawatts ;
les installations utilisant l’énergie de gîtes géothermiques ;
les installations de cogénération à partir de gaz naturel d’une puissance inférieure à un mégawatt ;
les installations éoliennes terrestres ne possédant aucun aérogénérateur de puissance supérieure à trois mégawatts et dans la limite de six aérogénérateurs.
4391 – Le maintien du guichet ouvert. – Le mécanisme du guichet ouvert est maintenu. Le producteur doit adresser sa demande de contrat de complément de rémunération à EDF.
La délivrance du certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat (CODOA) par la DREAL n’est plus nécessaire dans ce mécanisme. Les démarches du producteur sont simplifiées et les délais de mise en service des exploitations sont raccourcis.
Cependant, un nouveau contrôle a posteriori est substitué au contrôle de la DREAL. Le producteur a en effet l’obligation de fournir à EDF une attestation d’éligibilité établie par un organisme agréé. Le respect de cette obligation conditionne la prise d’effet du contrat de complément de rémunération.
Cette nouvelle procédure s’applique également aux contrats d’achat conclus depuis le 1er janvier 2016.
4392 – Montant du complément de rémunération. – Le complément de rémunération s’ajoute au prix de vente du marché perçu par le producteur (C. énergie, art. R. 314-33 à R. 314-42). Il est versé mensuellement par EDF489. Les entreprises locales de distribution ne participent pas à ce mécanisme.
Le calcul du complément de rémunération est complexe. Il prend en compte plusieurs éléments :
complément de rémunération = prime à l’énergie – valorisation des garanties de capacités + prime de gestion490.
La prime énergie compense la différence entre le tarif d’achat de référence et un prix de marché de référence observé, et cela pour chaque filière.
Les garanties de capacité se définissent par la capacité des fournisseurs à satisfaire la consommation de pointe de leurs clients. Les producteurs d’électricité déclarent leurs capacités de production sur le registre tenu par Réseau de transport d’électricité (RTE). Elles sont ensuite échangeables ou monnayables auprès des fournisseurs sur le marché de capacité et procurent donc aux producteurs un revenu complémentaire.
La prime de gestion est l’estimation des coûts supportés par le producteur pour valoriser sa production sur le marché de l’énergie et celui de capacité.
Les producteurs ne produisant pas pendant les périodes de prix négatifs reçoivent une compensation partielle déterminée par les arrêtés tarifaires de chaque filière (C. énergie, art. R. 314-39)491.
La prévisibilité du complément de rémunération étant faible, le producteur s’expose à un risque de marché.
4393 – Durée du complément de rémunération. – La durée des contrats de complément de rémunération est propre à chaque filière. En toute hypothèse, elle ne peut excéder vingt ans (C. énergie, art. L. 314-22).
Les installations relevant du complément de rémunération bénéficient, en principe, une seule fois du mécanisme. Par exception, certaines installations définies par décret en bénéficient plusieurs fois (C. énergie, art. L. 314-21). Il s’agit :
des installations hydroélectriques s’engageant à réaliser un programme d’investissement ;
et des installations amorties dont le coût d’exploitation reste supérieur aux recettes, aides financières et fiscales incluses492.
Comme pour l’obligation d’achat, les caractéristiques de l’installation, les conditions du complément de rémunération et ses modalités de mise en œuvre résultent d’un arrêté propre à chaque filière (C. énergie, art. R. 314-27, al. 2 renvoyant à C. énergie, art. R. 314-12).
4394 – La transition entre obligation d’achat et complément de rémunération. – Les installations ayant bénéficié d’un contrat d’obligation d’achat n’ont pas la faculté de souscrire au régime du complément de rémunération, sauf dérogation, définie par décret (C. énergie, art. L. 314-19).
La dérogation s’applique :
aux installations existantes hydrauliques et de cogénération à partir de gaz naturel d’une puissance inférieure à un mégawatt, n’ayant jamais bénéficié d’un complément de rémunération, sous réserve de la réalisation d’un programme d’investissement (C. énergie, art. D. 314-23-1 et R. 314-27) ;
aux installations de méthanisation provenant de déchets non dangereux d’une puissance supérieure ou égale à 500 kilowatts n’ayant jamais bénéficié d’un complément de rémunération, amorties, et dont le coût d’exploitation reste supérieur aux recettes, aides financières et fiscales incluses (C. énergie, art. D. 314-24 et R. 314-28) ;
aux installations bénéficiant d’un contrat d’achat et demandant sa suspension afin de bénéficier du complément de rémunération sur la durée restant à courir. Le contrat d’achat est suspendu pendant un maximum de trois ans et est résilié à l’issue de cette période sans indemnité. Pendant la suspension, le producteur peut résilier le contrat de complément de rémunération sans indemnité sous réserve de reprendre le contrat d’achat initial (C. énergie, art. R. 314-29).
Cette dérogation ne concerne pas les installations de biomasse dans les départements d’outre-mer.
4395 – Un mécanisme assuré. – Le législateur, soucieux de rassurer les producteurs et les organismes prêteurs face à un aléa plus important que par le passé, a mis en place un système d’assurance.
Il crée un acheteur de dernier recours (C. énergie, art. L. 314-26 et R. 314-51).
L’acheteur de dernier recours est désigné pour une durée maximale de cinq ans. Il est obligé de conclure un contrat d’achat avec tout producteur en faisant la demande. Ce contrat remplace le complément de rémunération. Le producteur doit démontrer préalablement l’impossibilité de vendre son électricité directement sur le marché ou par l’intermédiaire d’un agrégateur (C. énergie, art. R. 314-52)493.
Ce système assurantiel est subsidiaire et temporaire :
sa durée est de trois mois maximum, renouvelable à la demande du producteur démontrant qu’il n’a pas contracté avec un agrégateur ;
la rémunération est plafonnée à 80 % du tarif de référence employé dans le calcul du complément de rémunération.
Il convient néanmoins de nuancer l’effectivité de ce dispositif, la désignation de l’acheteur de dernier recours n’étant qu’une faculté pour l’administration et non une obligation494.
4396 Les installations non éligibles automatiquement à l’obligation d’achat ou au complément de rémunération en bénéficient parfois après mise en concurrence.
4397 – Le fonctionnement général du mécanisme. – Lorsque les objectifs de puissance fixés par la programmation pluriannuelle de l’énergie ne sont pas atteints, le ministre chargé de l’énergie a la faculté de mettre en concurrence des opérateurs chargés d’exploiter les installations permettant de répondre à ces objectifs (C. énergie, art. L. 311-10 et s.)495.
La procédure de mise en concurrence remplace l’ancienne procédure de l’appel d’offres496.
Ce dispositif est particulièrement adapté aux énergies renouvelables de taille importante encore en développement, telles que l’éolien offshore.
Le ministre chargé de l’énergie recourt à un appel d’offres sur la base d’un cahier des charges. Il élabore le cahier des charges soit directement, soit à l’issue d’un dialogue avec les candidats admis à y participer (C. énergie, art. R. 311-12 et s.).
Le candidat retenu bénéficie soit d’un contrat d’achat, soit d’un contrat de complément de rémunération, dans les conditions prévues au cahier des charges (C. énergie, art. L. 311-12).
La contribution au service public de l’électricité (CSPE) est un impôt dont l’objectif est de compenser les charges liées aux obligations de service public supportées par les opérateurs électriques (C. douanes, art. 266 quinquies C).
Les coûts liés au soutien des énergies renouvelables figurent parmi ces charges497.
Cette contribution n’est pas qualifiée d’aide d’État498.
Elle est versée par le consommateur final d’électricité lors du règlement de sa facture au prorata de l’électricité consommée. Les grands consommateurs disposent de taux réduits. Il s’agit par exemple des industriels électro-intensifs, des transporteurs par train, etc.
Son montant est de 22,5 €/MWh pour l’année 2016499. La contribution a progressé de 500 % entre 2006 et 2016. Cela résulte de la forte augmentation des charges de services publics liées aux énergies renouvelables. En effet, en 2016, 75,8 % de la CSPE sont affectés aux énergies renouvelables et à la cogénération500. Malgré les augmentations successives, la CSPE n’est plus suffisante pour couvrir les charges de service public depuis 2009.
En 2016, la contribution représente 16 % de la facture moyenne du consommateur.
Elle fut d’abord critiquée au motif que seuls les consommateurs d’électricité participaient au développement des énergies renouvelables. Or, depuis 2016, les consommateurs d’énergie fossile y participent également au travers de la contribution climat énergie, freinant corrélativement la hausse de la CSPE.
Afin de soutenir encore davantage le développement des énergies renouvelables, le législateur a récemment mis en place un système de vente aux enchères des garanties d’origine émises d’office au bénéfice de l’État501. Le texte vise expressément les installations d’énergies renouvelables d’une puissance supérieure à 100 kilowatts, bénéficiant d’une obligation d’achat ou du complément de rémunération et relevant du guichet unique ou de la procédure de mise en concurrence (C. énergie, art. L. 314-14-1).
4398 – L’avenir : l’autoconsommation ? – En outre, l’autoconsommation commence à être encouragée, le législateur lui donnant enfin un cadre juridique permettant d’assurer son développement (C. énergie, art. L. 315-1 et s. et D. 315-1 et s.)502. À ce titre, les producteurs individuels d’énergie solaire photovoltaïque sur bâtiment situé en métropole continentale bénéficient aujourd’hui d’un choix503 :
en cas de vente de la totalité de la production, ils profitent d’un tarif d’achat variant selon la puissance et l’implantation de l’installation ;
en cas de consommation de la production et de vente du surplus, ils profitent d’une prime d’investissement versée au cours des cinq premières années de production et d’une rémunération fixe pour la partie vendue504.
4399 Le législateur est partagé entre l’exigence européenne de libre marché et l’exigence de sécurité économique des producteurs d’énergie renouvelable. Ainsi, assiste-t-on à une transition raisonnée d’un mécanisme de soutien fort vers un marché concurrentiel.
4400 – Le mécanisme. – Les garanties d’origine constituent une preuve que l’énergie a été produite à partir d’une source renouvelable ou par cogénération (C. énergie, art. R. 314-53). En pratique, elles sont matérialisées par un document électronique.
Elles sont gérées par un organisme désigné par le ministre chargé de l’énergie pour une durée de cinq ans maximum (C. énergie, art. R. 314-53)505. Une garantie d’origine est émise pour chaque mégawattheure d’énergie renouvelable produite. Elle est utilisée dans les douze mois suivant (C. énergie, art. L. 314-16). Les garanties d’origine sont reconnues dans tous les États membres de l’Union européenne (C. énergie, art. L. 314-15).
4401 – La valorisation des garanties d’origine. – Le producteur d’énergie renouvelable cède la garantie d’origine émise concomitamment à son électricité ou indépendamment de celle-ci. Dans ce dernier cas, l’électricité perd son caractère « vert ». Des garanties d’origine sont aussi délivrées aux producteurs non raccordés au réseau et aux autoconsommateurs d’électricité renouvelable (C. énergie, art. L. 314-14).
Le fournisseur d’électricité, propriétaire des garanties d’origine, propose ensuite au consommateur des offres « vertes », généralement plus coûteuses qu’une offre « standard ».
Le réseau électrique étant unique, il est impossible de physiquement distinguer la source de production de l’électricité injectée sur celui-ci. Toutefois, le consommateur a l’assurance que pour chaque kilowattheure consommé, l’équivalent en électricité renouvelable a été produit.
La garantie d’origine est annulée une fois utilisée (C. énergie, art. L. 314-16).
Le consommateur soutient donc le développement des énergies renouvelables en choisissant une offre d’électricité « verte ».
4402 – Le non-cumul avec l’obligation d’achat ou le complément de rémunération. – Le législateur a récemment exclu le cumul des garanties d’origine et de l’obligation d’achat ou du complément de rémunération (C. énergie, art. L. 314-14, al. 3)506.
En outre, le cumul des deux dispositifs est sanctionné :
par la résiliation immédiate des contrats d’achat ou des compléments de rémunération en cours à la date d’entrée en vigueur de la loi (C. énergie, art. L. 314-14, al. 4) ;
et, le cas échéant, par le remboursement des sommes perçues au titre de ces contrats après l’entrée en vigueur de la loi (C. énergie, art. L. 314-14, al. 6 et 7).
Les investisseurs dans les PME, les fonds d’investissement de proximité (FIP) et les fonds communs de placement dans l’innovation (FCPI) exerçant une activité industrielle ou commerciale bénéficient d’allègements au titre de l’impôt sur le revenu et de l’ISF.
Ces dispositions profitent donc aux entreprises d’énergies renouvelables.
Néanmoins, le législateur exclut l’allègement d’ISF résultant de la souscription au capital de ces entreprises si elles bénéficient d’un tarif d’achat ou d’un complément de rémunération (CGI, art. 885-0 V bis et 885 I ter).
La réduction d’impôt sur le revenu est également exclue au titre de la souscription en numéraire au capital de ces entreprises (CGI, art. 199 terdecies-O A).
L’entreprise reste toutefois éligible si la vente d’énergie n’est qu’une activité accessoire.
4403 Les différentes mesures de soutien marquent une volonté forte d’atteindre l’objectif de transition énergétique.
Toutefois, le législateur est partagé entre la volonté de soutenir intensément le déploiement des énergies renouvelables et le risque d’instaurer un système de rente au profit des producteurs. À ce titre, l’exclusion du cumul de l’obligation d’achat avec les autres mécanismes d’aide favorisant le développement des énergies renouvelables est regrettable.
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