Certificats Verts : passé & futur (1/2)

(Note: Article in French, soon to be translated in English)

1e Partie : chronique d’une mort annoncée.

Même si le thème n’est pas encore réellement perçu en Belgique, le système des certificats verts (CV) va probablement devoir subir une réforme majeure voire disparaitre. La proposition de reforme du marché de l’énergie en Europe proposée par la Commission le 14 mars dernier rend obligatoire les Contracts for Difference (CfD) symétriques. Ces systèmes sont d’ailleurs mis en place (non sans imperfections) dans l’ensemble des pays nous entourant parfois depuis plus d’une décennie.

Dans la 1e partie de ce post, j’énoncerai les raisons qui ont fait de ce système un échec relatif ou à tout le moins une solution inefficace et couteuse pour l’ensemble du système. Les exemples choisis seront surtout tirés du système Wallon mais s’appliquent également dans la majorité des cas au système Flamand (GSC +WKKc).

Les certificats verts furent mis en place en 2002. L’idée de départ est séduisante : un mécanisme de soutien agnostique par rapport aux technologies qui garantirait que le capital serait alloué aux projets permettant la meilleure économie de CO2. Une allocation seraient données aux sites historiques et il y avait 60 sites bénéficiaires en 2003, la majorité des certificats étant alors allouée à l’hydroélectricité historique sur la Meuse.

Le système a cependant montré ses limites en 20 ans.

1.      Le marché des CV tient uniquement à la régulation, il n’y a pas de demande « naturelle ». Par conséquent il n’y a que deux prix possibles : celui de l’amende pour manquement (100EUR/CV majoré de l’impôt des sociétés) et celui du minimum garanti (65 EUR/CV). Le marché pouvant passer rapidement du statut « court » à « long » (voir plus bas), le risque de volatilité est important et la rentabilité des projets sera affectée.

2.      Corolaire du point précédent, le mécanisme est particulièrement sensible à l’intervention politique. Un changement de quota, une modification du taux d’octroi (solaire photovoltaïque <10kWp,…) peut envoyer le marché durablement dans le décor.

3.      Comme les paramètres du marché doivent faire l’objet d’une loi, le système n’a aucune souplesse et ne peut être rapidement adapté face à des circonstances de marchés (cas des effets d’aubaines notamment dans le photovoltaïque <10kWp). Cela génère alors des effets correcteurs aux conséquences imprévisibles (rétroactivité, couts de portage avec solarchest, etc.)

4.      Pour lutter contre les « effets d’aubaine », un mécanisme a été mis en place : le facteur « rho ». Une modulation du taux d’octroi des CV en fonction des prix du marché forward. Un mécanisme clairement mal pensé qui oblige les producteurs à utiliser des contrats de couverture complexe et à prendre d’importants risques sur le volume (ou à transférer ces risques sur l’acheteur moyennant une importante décote). A l’extrême, ce mécanisme pourrait créer une rareté de certificats et donc un renchérissement du coût pour le client final dans une année d’électricité chère… un pur non-sens économique. Notons que la Flandre a eu une réponse similaire et aussi mauvaise au même problème (« banding factor »)

5.      La logistique du système génère également un cortège de délais et de surcoûts : les octrois tardifs de CV mettent la trésorerie des producteurs sous pression. Les Fournisseurs doivent gérer un stock donc le coût de trésorerie est inévitablement porté par le consommateur. Le risque de volume souvent absorbé par le fournisseur se fait via une marge. Une importante part du coût payé par le consommateur sert donc à couvrir des risques inhérents à la structure même du marché.

6.      En octroyant un certificat (que le producteur convertit en prime fixe via son contrat d’achat), la régulation rend les énergies renouvelables moins flexibles et donc, le coût d’équilibrage du réseau plus important. En effet, une éolienne recevant 1 CV/MWh aura besoin d’un incitant de -65 EUR/MWh pour baisser sa production. Ce point est souvent l’un des points les plus épineux dans la conception d’un mécanisme (utiliser le prix day-ahead comme en France n’est clairement pas ici une solution intelligente). Le problème est sans doute plus aigu en Belgique où le soutien aux énergies renouvelables est principalement régional alors que les problématiques d’équilibrage du réseau sont fédérales.

Nous voyons donc que le mécanisme actuel n’est clairement pas adapté ni à la future probable réforme européenne, ni aux réalités du marché. Dans le seconde partie, j’évoquerai les contours d’un mécanisme futur possible (cela est abondamment écrit dans la littérature) mais surtout discuterai comment sortir du mécanisme actuel sans pénaliser les acteurs du marché.

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