Le coût de l'éolien off-shore et l'impact sur la facture des citoyens wallons

• Session : 2014-2015
• Année : 2015
• N° : 315 (2014-2015) 1

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• Question écrite du 20/03/2015

  • de STOFFELS Edmund
  • à FURLAN Paul, Ministre des Pouvoirs locaux, de la Ville, du Logement et de l'Energie
  
  Monsieur le Ministre a récemment déclaré que l'éolien off-shore en Mer du Nord doit être arrêté, car il constitue un non-sens en termes de coûts publics et que de nombreux techniciens confirment ce constat.
  
  Bart Tommelein, le Secrétaire d'État fédéral à la Mer du Nord a réagi promptement en déclarant que Monsieur le Ministre se trompe lourdement.
  
  Si la politique de l'off-shore éolien relève de la sphère fédérale, elle s'inscrit dans une politique énergétique fédérale qui impacte l'ensemble des citoyens y compris les Wallons. Aussi, dans son étude « La réforme du soutien à l'énergie éolienne offshore, incluant le rapport annuel sur l'efficacité du prix minimum pour l'énergie éolienne offshore » du 26 juin 2013, la CREG mentionne : « Le coût total du soutien actuel peut être calculé par parc. Le tableau suivant indique pour chaque parc le soutien octroyé pour les certificats verts et la subvention pour le câble. Le nombre total d'heures de pleine charge est fixé à 3500. Le coût total du soutien s'élève à 15,7 milliards d'euros ».
  
  Force est de constater que le coût de ces subsides pèse lourd dans les factures d'énergie des entreprises et des familles. Le Gouvernement fédéral précédent s'était engagé à soutenir les énergies renouvelables sur base d'un rapport « coût-efficacité » en voulant coupler les subventions au prix de l'électricité. En cas de hausse du prix de l'électricité, les subventions baisseront. On pourrait octroyer automatiquement des subsides à l'énergie éolienne offshore, mais en fonction du rendement obtenu.
  
  Il ne s'agit certainement pas ici de remettre en cause les énergies renouvelables, mais d'évaluer leur coût socio-économique. Le développement durable doit être considéré dans ses trois composantes : économique, environnementale et sociale. Dans un contexte où la précarité énergétique ne cesse d'augmenter, les pouvoirs publics doivent veiller à ce que l'énergie reste abordable pour tous ...
  
  Monsieur le Ministre pourrait-il nous dresser un état des lieux de l'éolien off-shore et son impact sur la Wallonie ? Quel est son impact sur la facture énergique des citoyens ? Quel est le coût du soutien sociétal de l'énergie éolienne offshore en Belgique ? Quel est le rendement d'investissement actuel ?
  
  On parle de plus de 12 % ce qui, Monsieur le Ministre en conviendra, par les temps qui courent est un rendement très élevé, voire trop élevé ...

• Réponse du 06/05/2015 | Annexe [PDF]

  • de FURLAN Paul
  
  Le graphe en annexe présente l’évolution du coût total en euros/MWh du développement des éoliennes offshore. Ces données figurent dans l’étude la CWaPE concernant les perspectives de prix de l’électricité à l’horizon 2020 (1). Ces coûts reprennent le soutien via le mécanisme des certificats verts, le raccordement de parcs et le renforcement du réseau et sont intégralement répercutés sur la facture du consommateur via le tarif du réseau de transport.
  
  Sous certaines hypothèses détaillées dans le rapport susmentionné, la CWaPE a calculé l’impact lié à la mise en œuvre des politiques fédérales en matière de développement de l’éolien offshore. Ces valeurs sont reprises dans le tableau en annexe.
  
  L’évolution de la surcharge entre 2013 et 2020 pour un consommateur résidentiel de type Dc est estimée à 21,33 euros. Le poids de cette surcharge sur la facture du consommateur en 2020 est de 3,84 %.
  
  Suite aux réactions des consommateurs industriels considérant que le soutien aux éoliennes offshore était trop généreux, une concertation a été organisée entre les producteurs offshore, les fournisseurs d’électricité et les consommateurs en 2011 afin de réviser le mécanisme de soutien et de limiter le coût total sur la facture des consommateurs. Cette concertation a mené à une étude de la FEB en mars 2012 (2). Les modifications majeures portent sur la prise en compte du prix de l’électricité et de l’évolution technologique dans la détermination du soutien financier. Une modification de la loi a été approuvée par le Gouvernement fédéral en février 2014.
  
  Pour les parcs existants (financial close avant le 1er mai 2014), rien ne change: C-Power, Belwind et Northwind continuent de bénéficier de l’ancien régime de soutien. Ces trois parcs ont reçu le subside maximal pour le câble (25 millions euros) et un soutien minimum de 107 euros/MWh pour les premiers 216 MW de capacité installée, et de 90 euros/MWh pour le reste de leur capacité.
  
  Pour les autres parcs, le nouveau système de soutien sera appliqué. Dorénavant, le niveau du subside est lié au prix de l’électricité: plus le prix que les exploitants obtiennent pour leur électricité est élevé, moins ils recevront de subsides. Concrètement, le soutien minimum est calculé sur base de la formule suivante: LCOE – prix de référence de l’électricité – facteur de correction. Le levelized costs de la production d’énergie (LCOE) est égal à 138 euros/MWh. De ce montant sont déduits le prix de référence de l’électricité et le facteur de correction (égal à 10 % du prix de référence de l’électricité) pour obtenir le montant du soutien. Afin de tenir compte de l’évolution technologique, la CREG vérifiera, au début de la construction et ensuite tous les trois ans, tous les coûts et revenus des producteurs, et adaptera le niveau du soutien si nécessaire en vue d’éviter des bénéfices démesurés ou des déficits.
  
  Le subside du câble a été modifié également. À terme, l’objectif est d’investir dans une prise de courant en mer, ce qui fera baisser les frais de raccordement des projets offshore et ce qui permettrait de supprimer le subside au câble. Ce subside est à l’avenir prévu pour les parcs qui se situent à une distance supérieure à 9 km de cette prise de courant.
  
  De plus, le Gouvernement fédéral a mis fin à la répercussion linéaire du coût des subsides à l’industrie. Depuis juillet 2013, les surcharges découlant du mécanisme de subside à l’offshore sont limitées de manière structurelle pour tous les consommateurs industriels. Un plafond de 250.000 euros/an a été introduit, ainsi qu’une dégressivité pour des prélèvements du réseau à partie de 20 Mwh/an (3).
  
  Quant au rendement des projets offshore, la rémunération des investisseurs est déterminée sur la base d'une marge en plus de la prime de risque. La hauteur du ROE peut évoluer dans le temps en fonction des circonstances économiques et financières en vigueur au moment de l'attribution de la concession. Pour les projets avec un leverage de 20/80 (20 % de fonds des investisseurs et 80 % de fonds des institutions financières), un rendement de 12 à 13 % a été accepté par les participants de la concertation. Ce chiffre a été validé par la CREG pour autant qu’aucune garantie de volume de production (MWh), ni de volume éolien (heures de pleine charge) ne soit défini car cela n'inciterait pas la concession domaniale à exploiter correctement son parc éolien.
  
  
  
  (1) Cf. Etude CWaPE (CD-14j24-CWaPE) du 24/10/2014 intitulée « Les perspectives de prix de l’électricité à l’horizon 2020 »
  (2) Référence : http://www.elia.be/~/media/files/Elia/AboutElia/Users%20Group/Renewable%20Energy%20Sources/13-06-2012/13062012Renewable%20energy%20sources4b%20Feb.pdf
  (3) Article 7 Loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité