Direction de la Stratégie Groupe Direction Optimisation Amont Aval Trading Mécanismes alternatifs à lobligation dachat : complément danalyse pour une mise

Direction de la Stratégie GroupeDirection Optimisation Amont Aval Trading

Mécanismes alternatifs à l’obligation d’achat : complément d’analyse pour une mise

sur le marché de la production issue des énergies spéciales (EnR et cogénération)

CONFIDENTIE

L Document de travail

V 27/09/2005

CCF du 4 octobre 2005

Page 2DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005

Synthèse (1/4) : le présent dossier fait suite à une première commande dont les résultats ont été présentés au comité C + P + T

Ce dossier analysait les dispositifs alternatifs et concluait : que les certificats verts ne présentaient pas d’avantage par rapport à l’obligation d’achat , ni du point de vue des pouvoirs publics, car leur efficacité est contestée, ni du point de vue d’EDF, car ce dispositif peut devenir très coûteux, notamment en cas d’objectifs ambitieux où une pénalité très élevée peut être collectée; que le système espagnol, consistant à proposer aux producteurs (en parallèle avec l’obligation d’achat qui reste possible) une « prime » (aide directe à l’investissement) couvrant la différence entre le coût de développement et le prix de marché offrait une meilleure piste ; ce système permet en effet de sortir les quantités d’énergie concernées du périmètre des opérateurs historiques, ce que recherche EDF;

En conséquence il indiquait : qu’en France il serait possible de mettre en place un système de prime analogue (mais légèrement différent compte tenu des particularités des deux pays, en particulier un pool quasi-obligatoire en Espagne) avec possibilité pour les petits producteurs de vendre en dernier recours à EDF; ce système pourrait s’appliquer aux nouveaux projets, l’obligation d’achat subsistant pour les projets déjà lancés.

Un premier dossier présenté en C+P+T le 11/07/05 a examiné les avantages et inconvénients, pour EDF, des mécanismes alternatifs à l’obligation d’achat pour les EnR

De préciser la forme que pouvait revêtir une prime en France D’examiner deux variantes possibles

l’une où EDF serait remplacé par l’ensemble des fournisseurs mutualisés l’autre où interviendrait le gestionnaire de réseau, avec la possibilité de faire transiter le financement par le TURP et non par une contribution du modèle CSPE

De proposer une démarche de lobbying

Le comité a jugé que cette orientation devait être approfondie et a demandé


Synthèse (2/4) : les variantes résultent de la combinaison de trois choix, dont le principal concerne la ventilation de l’énergie « spéciale »

Remplacer l’acheteur de dernier recours EDF, soit par une mutuelle de fournisseurs, soit par les gestionnaires de réseaux ; Charger cet intermédiaire, soit de mettre l’énergie spéciale sur le marché de gros (par exemple Powernext) en tant que mandataire des producteurs, soit de la répartir entre les périmètres des différents fournisseurs, à charge pour ces derniers de la commercialiser ; Mettre en place un circuit de collecte et versement de la subvention transitant, soit par une contribution du type CSPE, soit par le tarif de réseau.

Pour affiner le dispositif initialement envisagé, trois choix, indépendants les uns des autres, peuvent être opérés :

Les deux dispositifs réduisent la part de marché amont ; Si l’énergie est injectée sur le marché de gros (par les soins de l’intermédiaire), la part de marché aval d’EDF est réduite dans une plus large proportion que si l’énergie est ventilée entre les fournisseurs ; mais cet avantage a son revers : EDF dispose de moins d’énergie verte ; Si l’énergie est directement injectée sur le marché de gros, l’effet d’ouverture est plus marqué notamment aux yeux de la Commission européenne.

Le choix le plus déterminant du point de vue d’EDF est le second. En effet, c’est lui qui affecte les objectifs les plus importants de l’entreprise, qui sont de réduire ses parts de marché amont et aval et de contribuer à l’ouverture du marché …

Le choix d’une mutuelle plutôt que des gestionnaires de réseaux est indifférent à EDF ; S’agissant du circuit de financement, EDF souhaiterait un dispositif qui puisse être déplafonné en cas d’augmentation du volume de la subvention ; aucun des deux modèles, CSPE ou composante du TURP, ne présente d’avantage significatif, car la décision de déplafonner est essentiellement politique.

… les deux autres choix apparaissent moins importants du point de vue d’EDF :


Synthèse (3/4) : un certain nombre de parties prenantes devraient être réticentes à tout ou partie des variantes envisagées

La Commission européenne peut trouver intérêt à un dispositif qui promeut les énergies renouvelables par un mécanisme de marché

Encore peut-elle récuser une mutuelle de fournisseurs, qu’elle pourrait soupçonner de préfigurer une entente ;

Les futurs actionnaires d’EDF devraient soutenir un mécanisme qui allège la charge d’EDF et améliore son image ; Les collectivités locales pourraient appuyer les variantes qui donnent un rôle aux gestionnaires de réseaux, garants de pérennité et d’ancrage local ; La CRE devrait être neutre si le mécanisme est de type CSPE ; elle peut être plus réticente si l’on passe par le TURP.

Les parties prenantes qui pourraient être favorables ou neutres sont :

Les producteurs d’énergies spéciales sont fondamentalement sensibles à leur rémunération Certains producteurs/investisseurs pourraient accepter un mécanisme de prime s’ils étaient aussi bien payés à risque égal, ou mieux à risque accru : en Espagne ils ont monnayé leur neutralité contre quelques gains significatifs par rapport au régime antérieur ;

En revanche certains d’entre eux au moins trouveront avantage à accéder à plus d’énergie en général et plus d’énergie verte en particulier sans passer par EDF.

Les acteurs économiques du secteur seront inévitablement inquiets du changement, mais certaines de leurs réserves ne valent pas dans toutes les variantes :


Synthèse (4/4) : les plus fortes réserves seraient émises par les parlementaires, laissant peu de marges de manœuvre au lobbying

Un intermédiaire écoulerait l’énergie spéciale sur le marché de gros pour le compte des producteurs

Du point de vue de plusieurs parties prenantes le gestionnaire de réseau serait un intermédiaire plus approprié qu’une mutuelle ;

Le risque des producteurs serait substantiellement réduit pour éviter que la subvention ne soit excessivement élevée

La recette totale des producteurs/investisseurs (i.e. subvention + prix de marché) ne devrait pas diminuer par rapport à la situation actuelle ;

Le circuit de financement serait de préférence du type CSPE.

Si l’on s’en tenait aux parties prenantes précédentes, EDF pourrait envisager de plaider pour une variante qui susciterait le moins de réactions hostiles possible. Ce pourrait être un mécanisme dans lequel :

De ce fait, la position des parlementaires est déterminante et un véritable engagement du gouvernement nécessaire … … or le mécanisme proposé devrait susciter de fortes réserves :

On peut arguer que le système proposé profiterait essentiellement à EDF et qu’il serait sans doute un peu plus coûteux que l’actuel pour un effet égal sur le développement des énergies renouvelables ; La réforme disproportionnée, s’agissant de sortir du périmètre d’EDF un volume d’énergie qui ne devrait pas dépasser 8TWh en 2010 et 20TWh en 2015 ; A cela s’ajoute que la majorité et le gouvernement se sont déchirés autour des aménagements apportés en 2005 à la promotion des énergies renouvelables. Il est politiquement impossible de remettre le sujet à l’agenda politique avant au moins un ou deux ans.

Dans la pratique, la mise en place d’un tel dispositif pour les nouveaux projets requiert des modifications profondes des lois et règlements en vigueur

La promotion d’un mécanisme d’aide directe n’est envisageable qu’à partir de 2007, et ses perspectives de succès sont certainement mitigées.


Le schéma initialement proposé faisait d’EDF l’acheteur de dernier recours. Il peut être modifié de plusieurs manières

A la place d’EDF la structure interposée entre le producteur d’énergie spéciale qui ne commercialise pas directement et le marché peut être un intermédiaire :

soit une « mutuelle des fournisseurs », de façon à associer au dispositif les fournisseurs autres qu’EDF;

soit les gestionnaires de réseaux qui agissent comme mandataires des producteurs d’énergies spéciales pour mettre l’énergie sur le marché.

Cet intermédiaire peut lui-même assurer la mise sur le marché de deux façons :

en ventilant les quantités produites entre les périmètres des différents fournisseurs, selon une clé (par exemple la proportionnalité aux parts de marché);

en les portant sur le marché de gros (ex. Powernext).

Enfin, le montant de la subvention peut être collecté de deux façons :

par la CSPE ou par une CSPE « bis » si l’on souhaite individualiser le circuit de financement de la nouvelle procédure;

par le tarif de réseau

Dans le schéma proposé au comité C+P+T, les producteurs se voyaient accorder le choix de commercialiser directement l’énergie ou d’exercer une option de vente sur EDF (à prix un peu réduit). Ce schéma peut être modifié ou précisé selon trois voies.

Subvention

Production issue d’énergie « spéciale »

(EnR & cogénération)

Voie « a » Voie « b »

Circuit « CSPE » ou « TURP »

P(1-)

P

PMWh

MWh

Intermédiaire

( « mutuelle »* ou gestionnaires de réseaux * )

GRT - GRD

* Le gestionnaire de réseaux devrait agir comme mandataire. Il n’entre pas dans ses missions d’acheter et vendre de l’énergie. Il pourrait certes acquérir ainsi ses pertes mais ce n’est pas l’esprit des règles: si on lui laisse acheter les pertes c’est pour qu’il le fasse de manière concurrentielle

Mutuelle

?

* La mutuelle de fournisseurs serait une boîte comptable: une structure qui ait un système d’information (SI) et quelques salariés, assurant que l’énergie émise sur le marché comme convenu

?

Marché (au choix du producteur)

Ventilation entre les fournisseurs ou marché de gros

?


La manière de mettre l’énergie sur le marché paraît un choix déterminant. Dans un premier schéma, elle peut être ventilée entre les fournisseurs

En termes d’ouverture du marché et de répartition des avantages et inconvénients :

les producteurs d’énergie spéciale apparaissent clairement comme producteurs indépendants

les fournisseurs qui le souhaitent peuvent acheter de l’énergie verte par la voie « b »

une part (petite) de l’énergie spéciale jusqu’alors achetée obligatoirement par EDF sort de son périmètre d’équilibre et la part de marché aval d’EDF apparaît peu diminuée

les autres fournisseurs reçoivent dans leur périmètre une part de l’énergie antérieurement acquise par EDF et en subissent les aléas: la charge d’EDF diminue, les autres fournisseurs subissent une charge à laquelle ils échappaient jusqu’alors

les autres fournisseurs ont aussi l’avantage de disposer d’énergie « verte » qu’ils peuvent valoriser dans leurs offres commerciales

Dans ce schéma, l’intermédiaire, mutuelle ou gestionnaire de réseau, répartit l’énergie entre les périmètres des différents fournisseurs

Subvention



Voie « a » Voie « b »P(1-)

P

PMWh

MWh

Schéma 1

P

eDF

Fournisseur Z

Fournisseur …

Fournisseur Y

Fournisseur X


Ventilation entre les fournisseurs qui revendent

GRT - GRD« Mutuelle »


Dans un deuxième schéma, l’énergie peut être mise sur le marché de gros, par l’intermédiaire, mutuelle ou gestionnaires de réseaux

En termes d’ouverture du marché et de répartition des avantages et inconvénients:

les producteurs d’énergie spéciale apparaissent clairement comme producteurs indépendants

les fournisseurs qui le souhaitent peuvent acheter de l’énergie verte par la voie « b »

l’énergie spéciale jusqu’alors achetée obligatoirement par EDF sort entièrement de son périmètre d’équilibre et la part de marché aval d’EDF apparaît sensiblement diminuée

les aléas sont subis par l’intermédiaire qui est en fait le responsable d’équilibre de l’ensemble des énergies spéciales

Si c’est la mutuelle, le coût des aléas est supporté conjointement par ses sociétaires et donc les fournisseurs autres qu’EDF subissent des charges nouvelles tandis que celle d’EDF est diminuée

Si ce sont les gestionnaires de réseaux, ils le subissent et le répercutent, les fournisseurs ne sont pas touchés directement.

Dans ce schéma, l’intermédiaire, mutuelle ou gestionnaire de réseau, met l’énergie sur le marché organisé

Subvention




P(1-)

P

MWhMWh

Schéma 2

GRT - GRD« Mutuelle »


Marché de gros


Indépendamment de la préférence des autres parties prenantes, certaines combinaisons de choix sont préférables du point de vue d’EDF

Les deux dispositifs réduisent la part de marché amont d’EDF Le dispositif avec ventilation entre fournisseurs

réduit peu la part de marché aval a plus (ou moins) l’air d’un mécanisme de marché laisse une quantité significative d’énergie verte dans le périmètre d’EDF

… tandis que le mécanisme avec mise des volumes d’énergie sur le marché de gros réduit sensiblement plus la part de marché aval a plus (ou moins) l’air d’un mécanisme de marché enlève beaucoup d’énergie verte du périmètre d’EDF

Les volumes concernés à l’amont sont de l’ordre de grandeur de 6-8 TWh en 2010, pouvant croître jusqu’à 20TWh en 2015 en cas de développement important de la production éolienne

Les préférences d’EDF, s’agissant de choisir la ventilation entre fournisseurs ou la mise sur le marché de gros, dépendent principalement de l’effet d’ouverture du marché qui en résulte et de l’analyse qu’en ferait la Commission européenne

Le choix de l’intermédiaire n’a pas d’effet direct sur l’ouverture des marchés, même si l’intervention des gestionnaires de réseaux peut paraître plus administrée pour la CE

Le choix entre mutuelle et gestionnaire de réseau n’apparaît pas essentiel du point de vue d’EDF

La formule TURP ne présente pas d’avantage pour EDF par rapport à la formule CSPE Dans tous les cas il sera politiquement difficile de déplafonner le total des aides à l’énergie spéciale et le TURP présente des difficultés spécifiques

Une CSPE bis est aussi difficile à créer que la CSPE ordinaire à augmenter. Une composante du TURP qui pourrait augmenter de façon significative d’une année sur l’autre ne serait pas facilement acceptée. Il n’est pas techniquement facile d’organiser un plafonnement pour les électro-intensifs qui porterait sur la somme du terme TURP et de la CSPE actuelle, ni même d’ailleurs sur une partie du TURP. Lorsque le terme « énergie spéciale » du TURP augmenterait, il pourrait être encore plus difficile d’obtenir l’augmentation du tarif intégré qu’il n’est difficile d’en éviter la réduction lorsque la CSPE augmente .


La solution de vente de l’électricité spéciale sur le marché requiert une analyse des risques précise …

L’approche « plus administrée » permet de verser une subvention voisine de l’écart entre les coûts réels et les prix de marché, donc de réduire le coût global du dispositif

Un choix vers cette solution permettrait de fournir des garanties suffisantes pour les investisseurs

Le réglage des conditions de vente au marché nécessite d’appréhender les risques qui vont être supportés par les investisseurs et d’en choisir une répartition…

Dispositif plus coûteux en subvention car il faut rémunérer le risque

Risque prix

Risque quantité

Risque écarté par des formules de régularisation en fin d’année

Dispositif moins coûteux en subvention (mais compliqué, donc

impliquant des frais de gestion)Adapté aux gros producteurs

Adapté aux petits producteurs

« Marché »Mécanisme plus

administré

Réglage du curseur plutôt vers la droite afin de limiter les risques …

Le mécanisme proposé permettrait de faire porter plus ou moins de risques sur les investisseurs selon la forme précise que l’on donnerait au dispositif.

Les formules qui exposent le moins les producteurs sont aussi les plus compliquées et comportent donc des coûts de gestion, mais elles permettent de réduire le montant de la prime; elles apparaissent plus administrées. Les formules qui exposent le plus conduisent à une prime plus élevée et avantagent les entreprises qui bénéficient d’une certaine taille et d’une expérience des marchés.


… et cette solution de vente sur le marché de l’électricité spéciale requiert un calage précis des prix des deux filières

Le réglage sera un compromis dans le couple prix/risque par rapport au système existant des obligations d’achat

Un écart faible entre les deux voies dissuade beaucoup de producteurs d’aller sur le marché

Un écart fort les y incite au contraire, mais conduira les petits producteurs à protester, sauf peut-être si la subvention est significativement plus élevée que la majoration de l’actuelle obligation d’achat. Dans ce cas le système devient coûteux.

Il est probable qu’un écart vraiment incitatif doive être supérieur au coût des frais d’intermédiation que supporterait la mutuelle ou le gestionnaire de réseau. Le coût total du dispositif s’en trouverait majoré.

Comment différencier le prix entre la filière directe et la filière avec intermédiaire si l’on veut inciter les producteurs à aller sur le marché?

« écart faible »

« écart élevé »

Réglage fin de l’écart entre le prix de vente directe et le prix

pratiqué par l’intermédiaire

Beaucoup de producteurs vont choisir la voie « a », le mécanisme peut être perçue comme proche de l’obligation d’achat

Beaucoup de producteurs vont choisir la voie « b » en raison du gain qu’elle procure,

mais les petits producteurs qui ne savent pas vendre directement s’estimeront

lourdement lésés

Production issue d’énergie « spéciale » (EnR & cogénération)


Subvention

P

MWh

MWh

Intermédiaire ( « mutuelle » de fournisseurs ou gestionnaires de réseaux )

GRT - GRD Mutuelle


Ventilation entre les fournisseurs ou marché de

gros


Plusieurs textes législatifs et réglementaires devraient être revus en cas de remise en cause – totale ou partielle – de l’obligation d’achat (source DJ)

Certains textes relatifs aux OA devront être nécessairement être modifiés … La loi du 10 février 2000 modifiée (Loi n°2000-108) et plus particulièrement les articles 2, 8 et 10 qui définissent la mission de développement équilibré de l’approvisionnement (i.e. obligation d’achat par EDF), qui imposent à EDF et aux ELD de conclure un contrat avec le candidat retenu suite à appel d’offres, et qui prévoient les modalités d’achat de l’électricité aux producteurs autonomes par EDF et les DNN La loi du 13 juillet 2005 modifiée (Loi n°2005-751) et plus particulièrement l’article 33 qui renvoie au mécanisme des OA des articles 8,10 et 50 de la loi de 2000 Ainsi que le décret n°2001-410 du 10 mai 2001 (conditions d’achat de l’électricité produite par les producteurs autonomes) et le décret du 23 décembre 1994 (l’article 27)

… D’autres textes dont les dispositions pourraient éventuellement être adaptées Le décret n°2000-1196 du 6 décembre 2000 qui fixe par catégories d’installations les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de l’obligation d’achat pourrait être modifié pour les installations restant sous le régime des OA (les petits producteurs par exemple). Ce décret a déjà été modifié par le décret n°2004-1302 du 26 novembre 2004.

La réforme du dispositif actuel de soutien aux EnR aurait un impact sur les dispositions relatives à l’obligation d’achat d’une part …

Les dispositions relatives à la CSPE actuelle devront être modifiées La loi n°2000-108 du 10 février 2000 modifiée et plus particulièrement les articles 5, 48, 50-alinéa 2 qui prévoient les mécanismes de compensation financière Le décret n°2004-90 du 28 janvier 2004 qui prévoit les modalités de compensation des surcoûts liés à l’OA

… et d’autre part un impact sur les dispositions relatives à la compensation financière des charges de service public résultant de l’obligation d’achat

Les missions des gestionnaires de réseaux devront être adaptées … La loi n°2000-108 du 10 février 2000 modifiée et plus particulièrement les articles 15 et 18 relatifs à ses missions

… mais aussi le financement de ses missions via une répercussion dans le TURP Ainsi que le décret n°2001-365 du 26 avril 2001 et le décret n°2002-1014 du 19 juillet 2002 relatifs au TURP

Si les gestionnaires de réseaux se voyaient confier l’achat de « l’énergie spéciale », cette solution conduirait à un impact sur leurs missions et leurs financements


Si l’entreprise promouvait ce nouveau mécanisme, il pourrait recevoir un accueil positif ou neutre d’un certain nombre d’acteurs …

La Commission européenne a publié des rapports sur la mise en place des directives gaz et électricité qui concluent que la concurrence sur ces marchés est loin d’être effective

La création d'un mécanisme de soutien qui privilégie la mise sur le marché pour les EnR et qui serait compatible avec le marché interne de l’électricité va dans le sens des objectifs de politique énergétique de l’UE, et il serait vraisemblablement accueilli favorablement par la CE …

… cependant la portée du mécanisme ne doit pas être surestimée: la part des nouvelles EnR pourrait être de 5% de la consommation électrique de l’UE en (date à vérifier), chiffre assez modeste, et de (chiffre à rechercher) en France.

Les futurs actionnaires d’EDF pourraient être favorables à un mécanisme qui répartisse les achats d’électricité verte parmi l’ensemble des fournisseurs

Les futurs actionnaires devraient être favorables à une répartition de la charge des achats sur l’ensemble des opérateurs du marché de l’électricité afin de ne plus la faire supporter uniquement à EDF

Les collectivités locales pourraient apprécier le schéma, qui implique les gestionnaires de réseaux

La présence des gestionnaires de réseaux est une sécurité et un gage de pérennité.

La mise en place d’une subvention pour aider la mise sur le marché de l’énergie spéciale, pourrait être accueillie favorablement par la Commission européenne et par les futurs actionnaires d’eDF

Le mécanisme pourrait être accueilli de façon plutôt neutre par la CRE et la CDC

La CRE ne devrait pas objecter au mécanisme dans son principe. Elle pourrait être réservée à l’égard d’un financement par l’intermédiaire du « TURP » qui augmente le tarif de réseau,

Dans le mécanisme de type CSPE, le rôle de la CDC ne serait pas modifié. Cependant la gestion serait beaucoup plus lourde et pourrait être facturée à un prix élevé.


… alors que d’autres entités seraient a contrario plutôt réticentes à sa mise en place et le portage serait plus délicat (1/2)

La mise en place du mécanisme de soutien aux EnR ne serait pas bien accueillie par un nombre important d’acteurs pour diverses raisons Les producteurs/développeurs d’EnR ne trouveraient pas une amélioration flagrante par rapport au système des obligations existant

Les producteurs « d’énergie verte » sont évidemment sensibles à certains critères qualitatifs: simplicité de mise en œuvre, adaptation à la diversité des technologies, capacité à développer rapidement les EnR, par exemple. Mais ils sont surtout sensibles à leur rémunération et la facilité de financement des projets.

Or le mécanisme de l’aide directe présente des inconvénients et avantages très analogues à ceux des obligations d’achat à la différence près qu’il permet d’écouler l’électricité sur le marché et de sortir les EnR du

périmètre d’eDF, ce à quoi les producteurs d’EnR sont indifférents. En outre dans certaines considérations, il les exposerait à la gestion des écarts, donc à des coûts.

C’est pourquoi leur neutralité, a fortiori un soutien, ne sont possibles que si en même temps leur sont accordés des avantages (c’est ce qu’a fait le gouvernement espagnol au moment de la réforme en favorisant par des subventions « généreuses » certaines technologies). Ils chercheront fondamentalement à s’assurer que le dispositif accroisse leur rémunération (corrigée des risques auxquels ils sont exposés).

Les fournisseurs ne devraient pas être favorables à un régime avec ventilation de l’énergie spéciale, car elle les exposerait à des contraintes supplémentaires

Les fournisseurs autres qu’EDF ne sont pas soumis aux obligations d’achat actuellement, ils chercheront à ne pas rentrer dans le système de ventilation, qui les expose en particulier aux écarts jusqu’à présent pris en charge par EDF. Cette hostilité pourrait cependant être atténuée, au moins s’agissant de ceux qui souhaitent fournir à leurs clients une offre verte : ils auraient ainsi la possibilité de trouver une source. De façon plus générale, de leur point de vue le marché serait un peu plus liquide. Pour obtenir leur neutralité, le schéma où l’intermédiaire assure le rôle de responsable d’équilibre, pourrait être plus adapté, car il supprimerait leur principale réserve sans affecter l’effet d’ouverture du marché amont.

UFE


… alors que d’autres entités seraient a contrario plutôt réticentes à sa mise en place et le portage serait plus délicat (2/2)

Les parlementaires auraient des raisons d’être réservés. En tout état de cause, l’entreprise devrait introduire le projet tout d’abord au niveau du Gouvernement

Il n’est pas envisageable de réintroduire le dossier devant le Parlement à bref délai . Les discussions sur les EnR et en particulier sur l’éolien lors des débats sur la loi POPE ont été tendus et ont divisé la majorité et l’opposition: les parlementaires ne sont sans doute pas enclins à soutenir à nouveau de tels débats passionnés dans un proche avenir

De toute manière il n’y a pas de véhicule législatif approprié en 2006 (la seule loi concernant l’énergie a une orientation nucléaire). La loi d’ouverture du marché de masse en 2007 serait vraisemblablement la première utilisable. Ce ne serait pas nécessairement facile, mais il est vrai que son aptitude à concilier ouverture du marché et promotion des EnR est une forte justification du mécanisme de subvention. D’ici là, des signaux en faveur des mécanismes de marché pourraient aussi arriver de Bruxelles (rapport sur la mise en œuvre de la directive EnR, rapport sur l’ouverture du marché de fin 2005, conclusions de l’enquête concurrence en 2006).

Le dispositif ne pourrait être défendu que si dans un premier temps le soutien du Gouvernement (en pratique des deux ministères les plus concernés, l’accord de l’Industrie étant moins difficile à obtenir que celui de l’Environnement) était acquis. Ce n’est que dans un deuxième temps qu’il pourrait être tenté de convaincre les parlementaires.

Les parlementaires seraient vraisemblablement réticents après avoir entendu les arguments des groupes d’intérêt dont les positions probables viennent d’être répertoriées. Le danger serait que leur analyse soit la suivante: le dispositif apporte des gains réels à EDF mais n’améliore pas le développement des EnR, sauf à en augmenter le coût. Peut-être les parlementaires seraient-ils disposés à soutenir un « paquet » comprenant ce mécanisme et d’autres dispositions favorables aux EnR.


Aucun des scenarii étudiés pour le mécanisme de soutien à l’énergie spéciale ne trouverait un consensus au sein des acteurs concernés …

Bien que ce dispositif assure une ouverture réelle du marché à l’amont, il présente des inconvénients

L’ouverture à l’aval reste plus limitée : les volumes pour « EDF commercialisateur » seront toujours importants par rapport à ses concurrents ; Les volumes produits par les énergies spéciales sont faibles (un ordre de grandeur de 6-8 TWh en 2010, pouvant croître jusqu’à 20TWh en 2015 en cas de développement soutenu de la production éolienne) ; Le passage par une collégialité de fournisseurs pourrait conduire la Commission Européenne à soupçonner des ententes entre les commercialisateurs d’énergie

Les gains offerts par le dispositif privilégiant la ventilation de l’énergie spéciale apparaissent faibles pour EDF, au regard de sa complexité et des hostilités qu’elle engendrerait auprès des acteurs concernés

L’implication de la partie régulée permet d’apporter en particulier un gage de pérennité pour les investisseurs et les collectivités locales

Le choix du mode de financement par le TURP ou de type CSPE apparaît indifférent pour EDF

Certains acteurs auraient une préférence pour choisir les gestionnaires de réseaux comme intermédiaire

Dans ces conditions, le système qui susciterait le moins d’hostilités des différents acteurs impliqués serait une mise de l’énergie spéciale sur le marché (Powernext par exemple) par l’intermédiaire des gestionnaires de réseaux, et où le financement serait de type CSPE

Sous réserve que la subvention soit incitative pour les investisseurs/producteurs

Cependant un financement de type CSPE est probablement plus praticable


… et de plus le Parlement sera sceptique et ne peut être saisi avant 2007. Des actions moins ambitieuses peuvent être envisagées auparavant

Des actions plus ou moins rapides peuvent être engagées qui permettraient de faire évoluer la situation actuelle, sans pour autant remettre totalement en cause les obligations d’achat, en envisageant des schémas alternatifs

L’idée proposée pourrait être par exemple de créer une entité spécifique, chargée d’une mission de service public, qui serait porteuse des contrats (une entité d’EDF, une filiale, …). Cette entité assurerait la mise sur le marché de la totalité des volumes relevant de l’obligation d’achat (vente à terme des volumes prévisibles par enchères de produits fermes, vente ou achat du solde sur Powernext, …)

Un tel dispositif répondrait aux objectifs recherchés par EDF : Réduire ses parts de marché amont et aval, Contribuer à l’ouverture du marché.

Il peut donc être intéressant de réaliser plus tôt certaines actions qui seraient plus praticables

Le mécanisme alternatif aux obligations d’achat proposé apparaîtrait surtout avantageux pour EDF et coûterait plus cher pour la collectivité.

Tout d’abord, le mécanisme proposé devrait susciter de fortes réserves

Les discussions de la POPE ont été tendues, il paraît préférable d’attendre que le débat douloureux de 2005 commence à être oublié avant de porter le dossier devant les parlementaires. Toute modification des dispositions actuelles de soutien aux énergies spéciales nécessiterait des changements législatifs lourds, or la fenêtre de tir législative ne s’ouvre pas avant 2007 dans le meilleur des cas.

Ensuite il est nécessaire d’attendre : la première opportunité se présente au plus tôt en 2007

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