B. Scénario "Energies renouvelables et cogénération"

Ce scénario, ci-après dénommé scénario "ren+cog", a pour objectif d'analyser l'impact, sur le système énergétique, du respect par les Régions des objectifs qu'elles se sont fixés en matière de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables et de la cogénération. En effet, le scénario de référence n'intègre pas ces objectifs car les mesures et politiques mises en place pour les réaliser, n'ont été adoptées qu'après le 31 décembre 2001. Les résultats du scénario de référence soulignent d'ailleurs la nécessité de mettre en place de telles mesures incitatives puisqu'ils sont en deçà des objectifs fixés par les régions (voir chapitre ii).

Dans un premier temps, le contexte international dans lequel ces objectifs régionaux se situent est présenté. Ensuite, l'instrument politique privilégié par les Régions pour respecter ces objectifs, à savoir le système des certificats verts, est explicité. Enfin, les hypothèses et la méthodologie sont décrites et les résultats du scénario "ren+cog" analysés au regard des résultats du scénario de référence.

1. Objectifs européens et régionaux

En 2001, le Parlement européen et le Conseil1 ont approuvé la directive 2001/77/ce relative à la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables sur le marché intérieur de l'électricité. Ce faisant, ils ont créé un cadre communautaire destiné à favoriser une augmentation de la contribution des sources d'énergie renouvelables dans la production d'électricité de l'Union européenne, compatible avec les objectifs indicatifs fixés dans le Livre blanc sur les sources d'énergie renouvelables2. Ces objectifs indicatifs sont définis comme suit : en 2010, 12 % de la consommation européenne intérieure brute d'énergie et 22 % de la consommation européenne totale d'électricité devraient provenir de sources d'énergie renouvelables. La directive européenne fixe également des objectifs indicatifs pour chaque Etat membre pour la part des énergies renouvelables dans la consommation d'électricité en 2010. Pour la Belgique, cet objectif est de 6 %.

En Belgique, les Régions sont compétentes pour les sources d'énergie renouvelables et elles ont formulé des objectifs en la matière, compatibles avec les objectifs indicatifs de la directive européenne. Le décret flamand du 20 décembre 2002 fixe pour la Région flamande à l'horizon 2010 un objectif de production d'électricité verte3 de 6 % par rapport aux fournitures totales d'électricité4. En Région wallonne, l'objectif est de 8 %5.

L'Union européenne a également élaboré un projet de directive en vue de promouvoir la cogénération au sein du marché intérieur de l'énergie6. Par le biais de cette directive, la Commission européenne souhaite créer les conditions nécessaires à la progression de la cogénération dans l'approvisionnement en énergie. A court terme, il conviendrait de tout mettre en œuvre pour faire disparaître la discrimination subie par la cogénération aux niveaux de l'accès au réseau et de la négociation des tarifs de transport et de distribution. En outre, la directive définit le cadre dans lequel les Etats membres peuvent soutenir financièrement les installations de cogénération. A plus long terme, la cogénération devrait devenir un des instruments du développement durable du parc de production d'électricité. Les installations de cogénération permettent, via la production conjointe de vapeur et d'électricité, une économie d'énergie primaire d'au moins 10 % par rapport à la production séparée.

En Belgique, les Régions ont devancé la réglementation européenne. Elles ont déjà fixé des objectifs pour la production d'électricité à partir de la cogénération. Dans le Plan flamand de politique climatique7, le gouvernement flamand prévoit la fourniture, par ce biais, de 1832 mwe supplémentaires (en sus des 270 mwe déjà disponibles) à l'horizon 2012. La Région wallonne a formulé des objectifs non pas en termes de capacité de production mais en termes de fourniture d'électricité, elle compte sur la consommation, en 2010, de 15 % d'électricité produite à partir de la cogénération8.

2. Le système des certificats verts

La directive européenne sur les énergies renouvelables laisse à l'appréciation des Etats membres les moyens à mettre en œuvre pour réaliser les objectifs. Parmi ces instruments, le mécanisme de marché des certificats verts retient l'attention de nombreux pays parce qu'il apparaît comme l'instrument de soutien au développement de l'électricité verte le plus adapté à l'ouverture à la concurrence des marchés électriques. D'autres instruments de promotion des énergies renouvelables existent comme les systèmes d'incitation par les prix9, qui sont toutefois présentés comme peu incitatifs à la baisse des coûts de production malgré leur indéniable efficacité à stimuler la production d'électricité renouvelable. La Belgique a opté pour le système de certificats verts pour réaliser les objectifs qu'elle s'est fixée, combiné avec l'établissement de prix minima10 pour la production d'électricité verte.

Le système de certificats verts est un mécanisme de soutien qui contraint certains opérateurs sur le marché de l'électricité (producteurs, fournisseurs, etc.) à acquérir auprès des producteurs d'électricité verte un certain nombre de certificats verts pour atteindre les quotas imposés.

Tout d'abord, des certificats verts sont attribués aux producteurs d'électricité pour les installations disposant d'un certificat d'origine octroyé par un organe de contrôle agréé.

Ensuite, les producteurs peuvent valoriser leur électricité verte sur deux marchés : un marché virtuel et un marché physique. Le marché virtuel des certificats verts est un marché financier : les certificats verts sont en effet négociables et le producteur d'électricité les vend aux opérateurs qui se voient imposer le quota, la vente d'un certificat n'est donc pas nécessairement associée à la vente d'une quantité d'électricité. Sur le marché physique de l'électricité, un producteur vend aux fournisseurs l'électricité, pour laquelle un certificat vert est délivré, au prix du marché.

Le système permet aux opérateurs se voyant imposer un quota soit de produire eux-mêmes le quota d'électricité verte, soit d'acheter des certificats verts. Si le coût marginal de production d'électricité verte d'un opérateur est inférieur à ce qu'il peut retirer de la vente de l'électricité verte11, il sera incité à produire de l'électricité verte et donc à offrir sur le marché davantage de certificats verts. Par contre, aussi longtemps que le coût marginal de production sera plus élevé, l'opérateur préfèrera acheter les certificats nécessaires sur le marché plutôt que produire de l'électricité verte. A l'équilibre, le coût marginal de production sera égal à la somme du prix du marché de l'électricité et de la valeur marchande du certificat (voir figure 24).

En ce qui concerne la demande d'électricité verte, elle est, avant tout, fixée par les quotas que les opérateurs doivent respecter sous peine d'amende. Dès lors, ces derniers achètent des certificats verts quel que soit leur prix (dans certaines limites, en pratique les amendes fixées par les autorités constituent le prix maximum du certificat) : la demande d'électricité verte est donc inélastique.

Des systèmes de certificats verts sont actuellement opérationnels dans les régions flamande et wallonne. La Région wallonne souhaite aussi, par le biais de ce système, atteindre les objectifs qu'elle s'est fixés en matière de cogénération. La Région de Bruxelles-Capitale n'a, à ce jour, pas encore mis en œuvre d'instruments incitatifs en matière d'électricité verte. Un projet de système de certificats verts existe cependant qui doit encore être approuvé.

Dans le système belge des certificats verts, le producteur d'électricité reçoit un certificat vert pour chaque mwh vert produit. Les sources d'énergie renouvelables qui entrent en ligne de compte pour un certificat vert sont : l'énergie solaire, l'énergie éolienne, l'énergie hydraulique, l'énergie des marées et des courants, la géothermie, le biogaz et la biomasse.

En Flandre, la fraction organo-biologique des déchets ménagers entre également en ligne de compte à condition que l'incinérateur utilisé réponde aux exigences environnementales du vlarem ii12. En Wallonie, l'électricité produite dans des installations de cogénération est également prise en considération pour les certificats verts. Dans ce cas, le nombre de certificats attribués est calculé sur base des quantités de co2 évitées par rapport à une technologie de référence. Pour pouvoir bénéficier de certificats verts, l'installation de cogénération doit permettre une économie de minimum 10 % d'émissions de co2. Actuellement, seules les unités de production situées sur le territoire belge et dans les eaux territoriales belges entrent en ligne de compte pour l'obtention de certificats verts.

Toujours dans le système belge, les fournisseurs d'électricité sont tenus de remettre chaque année un certain nombre de certificats verts aux régulateurs régionaux, certificats qu'ils auront acquis sur le marché des certificats verts. Pour continuer à stimuler le marché, les quotas sont relevés tous les ans : en 2005, les quotas devraient représenter 5 % des livraisons d'électricité en Région wallonne et 2 % en Région flamande. En 2010, ces quotas devraient respectivement atteindre 12 % et 6 % des livraisons. Le législateur a prévu des amendes pour tout certificat manquant et a ainsi fixé un prix plafond pour le certificat. Au cours de la période de transition, le prix des amendes croît graduellement chaque année. En 2004, l'amende devrait s'élever, par certificat manquant, à 125 euros en Région wallonne et à 100 euros en Région flamande13.

Par ailleurs, les autorités fédérales ont introduit des mesures en vue d'assurer l'écoulement sur le marché, à un prix minimal, d'un volume minimal d'électricité verte. Ainsi l'arrêté royal du 16 juillet 200214 garantit au producteur d'électricité verte un prix minimum pour son certificat vert, qui est fonction de la technologie et de la source d'énergie renouvelable :

3. Hypothèses et méthodologie

Les hypothèses du scénario "ren+cog" sont identiques à celles du scénario de référence si ce n'est que le parc de production d'électricité est contraint de se développer de façon à respecter les objectifs régionaux en matière d'énergies renouvelables et de cogénération.

Sur le plan méthodologique, les objectifs régionaux ont été traduits en objectifs nationaux car primes est un modèle décrivant les systèmes énergétiques des Etats membres aux niveaux national et européen et non pas au niveau régional. Pour ce faire, on est parti de l'hypothèse que l'allocation des livraisons d'électricité entre les différentes Régions reste inchangée sur toute la période de projection. Ce sont, en effet, les livraisons régionales d'électricité qui servent de base aux objectifs régionaux relatifs à l'électricité verte.

En ce qui concerne les énergies renouvelables, primes ne permet pas de modéliser le marché des certificats verts15. Dès lors, une méthodologie alternative a été adoptée qui consiste à octroyer un subside à l'électricité verte d'un montant tel que les objectifs formulés par les Régions sont rencontrés en 2010. Le montant de ce subside est ensuite maintenu constant sur la période 2010-2030. Le montant du subside déterminé par le modèle est celui que le producteur d'électricité verte devrait recevoir pour que son électricité soit concurrentielle. On observe dès lors un glissement de la courbe de l'offre d'électricité verte jusqu'à ce que le prix d'équilibre soit égal au prix de marché. Compte tenu de l'inélasticité de la demande, la subvention correspond à la différence entre le coût marginal de production et le prix de marché de l'électricité.

En Belgique, l'offre d'énergie renouvelable en général et pour la production d'électricité en particulier, est limitée. Pour cette raison, des plafonds ont été définis pour chaque source d'énergie renouvelable. Ces plafonds se basent sur les potentiels estimés par la Commission ampere16 :

Enfin, dans le scénario "ren+cog", on a fait l'hypothèse qu'au-delà de 2010, les fournitures d'électricité verte sont au moins égales au niveau de 2010.

En ce qui concerne la cogénération, l'option méthodologique retenue a été de formuler les objectifs régionaux en termes de quotas minimums de production d'électricité à partir de la cogénération sur la période 2005-2010. Pour cela, il a fallu, d'abord, traduire les objectifs de la Région flamande, exprimés en termes de nouvelles capacités de production, en termes de production d'électricité et, ensuite, les ajouter aux objectifs de la Région wallonne. Au-delà de 2010, on a fait la même hypothèse que pour les sources d'énergie renouvelables, à savoir que la production d'électricité à partir de la cogénération ne peut descendre en dessous du niveau de 2010.

En Flandre, 1 278 mwe supplémentaires devraient être installés pour 2005 et quelque 1832 autres pour 2012. primes ayant une périodicité quinquennale, la capacité supplémentaire à installer pour 2010 a été estimée à 1 674 mwe par interpolation linéaire. Sur la période 2015-2030, la capacité de production minimale à assurer par la cogénération serait alors de 2 102 mwe17. Pour transformer cet objectif en quota annuel de production, la capacité a été multipliée par le nombre moyen d'heures de fonctionnement d'une installation de cogénération. Ce nombre d'heures a été estimé à 4 000 sur base annuelle à partir de données historiques. En ce qui concerne la Wallonie, l'étude s'est basée sur les objectifs du projet de plan pour la maîtrise durable de l'énergie de mars 2002 (tableau 8). En effet, au moment de l'élaboration et de l'analyse du scénario "ren+cog", le plan définitif n'était pas encore adopté ni publié. Dans ce dernier, la Région wallonne se fixe un objectif quelque peu inférieur à l'objectif initialement proposé puisqu'elle y vise la production, aux horizons 2005 et 2010, de respectivement 1 535 gwh et 3 595 gwh d'électricité à partir de la cogénération.

*Les objectifs pour la Région wallonne sont ceux repris dans le projet de plan pour la maîtrise de l'énergie de mars 2002.

4. Résultats

a. Production d'électricité

L'impact des objectifs en matière de sources d'énergie renouvelables et de cogénération sur la quantité d'électricité produite est négligeable, contrairement à l'impact sur la composition du parc de centrales électriques.

*: biomasse non comprise.

Pour réaliser les objectifs en matière d'électricité verte à l'horizon 2010, les producteurs d'électricité investiraient principalement dans la biomasse et l'énergie éolienne. Les technologies correspondantes sont disponibles et le potentiel de ces deux sources d'énergie renouvelables peut être exploité à relativement court terme pour la production d'électricité. Ce sont les centrales thermiques alimentées par la biomasse qui contribueraient le plus à la réalisation des objectifs. Elles représenteraient 4,3 % de la production totale d'électricité en 2010, contre 1,4 % dans le scénario de référence. La même année, l'énergie éolienne connaîtrait une croissance encore plus significative que dans le scénario de référence et représenterait 1,4 % de la production d'électricité, contre 0,5 % dans le scénario de référence.

La contribution des autres sources d'énergie renouvelables au respect des objectifs susmentionnés serait plus limitée : la majeure partie du potentiel hydraulique est exploitée et la production d'électricité à partir de cellules photovoltaïques (énergie solaire) s'avère être la plus onéreuse. Tout comme dans le scénario de référence, ces deux sources d'énergie renouvelables représenteraient, en 2010, 0,5 % de la production d'électricité. Au total, quelque 6,2 % de l'électricité seraient ainsi produits en 2010 à partir de sources d'énergie renouvelables, ce qui est cohérent avec l'objectif indicatif pour la Belgique.

Compte tenu de l'estimation retenue pour le potentiel - limité - relatif à la production d'électricité à partir de la biomasse, les investissements dans la création de nouvelles installations utilisant la biomasse diminuent drastiquement au-delà de 2010 et la production d'électricité verte à partir de cette forme d'énergie stagne. En 2020, la biomasse resterait toutefois, avec une part de 4,3 %, la principale source d'énergie renouvelable pour la production d'électricité verte. Viendrait ensuite l'énergie éolienne avec 3 %. Dans le scénario de référence, les parts de ces sources d'énergie sont respectivement de 1,2 % et 0,5 % en 2020.

Au-delà de 2020, l'énergie éolienne supplante la biomasse. En 2030, la biomasse et l'énergie éolienne restent les sources d'énergie renouvelables les plus concurrentielles et représenteraient respectivement 3,7 % et 3,9 % de la production totale d'électricité, contre 1,1 % pour la biomasse et 2,1 % pour l'énergie éolienne dans le scénario de référence.

En ce qui concerne les déchets, les producteurs d'électricité n'investiraient plus dans la valorisation des déchets ménagers dans les centrales thermiques classiques (à cycle ouvert). Les déchets ne contribuant pas à la réalisation des objectifs de production d'électricité verte, les producteurs opteraient plutôt pour la biomasse. Par contre, l'industrie utiliserait la quantité de déchets libérée comme combustible pour alimenter les chaudières industrielles.

En conséquence, à l'horizon de 2010, la production d'électricité à partir de la combustion de déchets est réduite plus que de moitié par rapport au scénario de référence : 0,5 % seulement de l'électricité serait produite à partir de déchets dans le scénario "ren+cog". A l'horizon 2020, cette part se réduit à 0,1 % contre 1,1 % dans le scénario de référence. Ensuite, les déchets ne sont plus utilisés.

La production d'électricité à partir de la cogénération devrait pratiquement quadrupler sur la période 2000-2010 si l'on veut atteindre les objectifs fixés en la matière. Comme les perspectives de demande de vapeur sont les mêmes que dans le scénario de référence, les investissements dans les installations de cogénération se feraient au détriment de la production de vapeur dans les chaudières industrielles. En 2010, 35 % de vapeur en plus sont produits à partir de la cogénération.

Pour pouvoir satisfaire à court terme aux objectifs relatifs à la cogénération, les producteurs d'électricité produiraient principalement, au cours de la période 2000-2010, dans des installations de cogénération brûlant de la biomasse, car, ce faisant, ils concourent aussi à l'objectif relatif aux énergies renouvelables et bénéficient ainsi de certificats verts. En 2010, plus de 50 % de la vapeur produite dans les centrales de cogénération le serait à partir de la biomasse, contre environ 30 % dans le scénario de référence.

Par ailleurs, les objectifs pour 2010 en matière de cogénération ont pour effet d'accélérer la percée de la technologie tgv. La production de vapeur dans les centrales tgv de cogénération est pratiquement doublée par rapport au scénario de référence.

Au cours de la période 2020-2030, la demande de vapeur stagne et donc la croissance de la production d'électricité à partir de la cogénération ralentit. En 2020, la production d'électricité à partir de la cogénération atteindrait un niveau plafond de 17 %, contre 12 % dans le scénario de référence. A la fin de la période de projection, la part de la production d'électricité à partir de la cogénération diminuerait et tomberait à 14 %, contre 11 % dans le scénario de référence. Enfin, avec une couverture de plus de 60 % de la vapeur cogénérée, la technologie tgv deviendrait la principale technologie de cogénération, devant les centrales thermiques alimentées par la biomasse dont le potentiel comme combustible bon marché est pleinement exploité.

Tout comme dans le scénario de référence, le gaz naturel resterait jusqu'en 2015 le principal combustible utilisé pour la production d'électricité après l'énergie nucléaire. Ensuite, il détrône l'énergie nucléaire. Les objectifs en matière d'électricité verte et de cogénération ont des effets différents, voire opposés sur l'utilisation de gaz naturel. D'une part, les sources d'énergie renouvelables remplacent une partie du gaz naturel pour la production d'électricité. D'autre part, la percée des centrales tgv de cogénération fait augmenter la demande de gaz naturel mais permet aussi une économie d'énergie importante par rapport à la production séparée d'électricité et de vapeur. Jusqu'en 2020, ces effets entraînent, au total, une faible diminution de l'utilisation du gaz naturel pour la production d'électricité : en 2010 et en 2020, la part du gaz naturel représenterait respectivement 43 % et 60 %, contre respectivement 46 % et 64 % dans le scénario de référence. Au-delà de 2020, de nouveaux investissements doivent être réalisés dans les centrales de cogénération au gaz naturel pour pouvoir respecter la contrainte pour la cogénération. Par conséquent, la production d'électricité à partir du gaz naturel atteindrait 63 % en 2030 contre 59 % dans le scénario de référence.

Ce n'est qu'en fin de période de projection que le charbon a un certain poids. En raison des investissements réalisés dans les centrales au gaz en vue de satisfaire les objectifs pour la cogénération, la percée des centrales au charbon supercritiques se fait plus lentement. En 2030, le charbon constituerait cependant encore le deuxième combustible avec une part de 29 % de la production d'électricité contre 37 % dans le scénario de référence.

b. Consommation intérieure brute d'énergie

Le développement des sources d'énergie renouvelables fait augmenter, en 2010, la production primaire d'énergie de 5 % par rapport au scénario de référence. Les importations de combustibles fossiles ainsi évitées, combinées aux économies d'énergie que permettent les installations de cogénération, entraîneraient une diminution de 2,5 % des importations nettes. Au total, la consommation intérieure brute d'énergie devrait fléchir de 1 % en 2010 par rapport au scénario de référence et les sources d'énergie renouvelables représenteraient 4 % de la demande primaire d'énergie, contre 2,5 % dans le scénario de référence..

Au-delà de 2010 aussi, les sources d'énergie renouvelables remplaceraient progressivement les combustibles fossiles. Par conséquent, la production primaire d'énergie diminuerait un peu moins rapidement (-1,7 % par an entre 2010 et 2020 et -12,7 % entre 2020 et 2030) que dans le scénario de référence (respectivement -2,0 % et -14,7 %). La production primaire d'énergie en 2030 serait 36 % plus élevée et les importations nettes d'énergie quelque 4 % moins élevées que dans le scénario de référence.

En 2030, la consommation intérieure brute d'énergie serait 3,2 % inférieure par rapport au scénario de référence. L'intensité énergétique qui est proportionnelle à la consommation intérieure brute s'élèverait, en 2030, à 137 tep/million d'euros (2000) contre 142 tep/million d'euros (2000) dans le scénario de référence. La part des énergies renouvelables dans la demande primaire d'énergie serait de 5 % en 2030, contre 3,7 % dans le scénario de référence.

Le pourcentage d'importations est légèrement plus faible que dans le scénario de référence mais présente la même évolution typique : légère progression sur la période 2000-2010 (0,1 % par an contre 0,3 % dans le scénario de référence) et croissance marquée à partir de 2015 jusqu'à atteindre 95 % (contre 96,7 %) de la demande primaire d'énergie en 2030 en raison du démantèlement des centrales nucléaires.

c. Emissions de co2

La substitution d'une partie des combustibles fossiles par des sources d'énergie renouvelables et l'amélioration de l'efficacité énergétique globale grâce à la cogénération ont un effet favorable sur les émissions de co2 d'origine énergétique. Par rapport au scénario de référence, les émissions totales de co2 en 2010 diminueraient de 2,7 % pour atteindre 109 Mt.

Au-delà de 2010, la différence entre les deux scénarios se creuse et atteindrait 3,6 % en 2020 et 6,6 % en 2030. Ce sont essentiellement les secteurs électrique et industriel qui contribuent à la réduction des émissions totales de co2. En ce qui concerne le secteur électrique, outre une part plus élevée des énergies non fossiles dans la production d'électricité et de vapeur, l'amélioration de l'efficacité globale du secteur par rapport au scénario de référence, de l'ordre de 10 % sur toute la période de projection, explique aussi les réductions indiquées dans le tableau ci-dessus, allant de quelque 9 % en 2010 à environ 16 % en 2030. La réduction plus significative observée à l'horizon 2030 est le résultat, d'une part, d'une hausse de la part des sources d'énergie renouvelables et de la cogénération dans la production d'électricité et de vapeur (17 %) et, d'autre part, d'un moindre recours aux centrales au charbon supercritiques (83 %) qui sont plus polluantes. Quant à l'industrie, la réduction relativement stable autour de 5 %, sur la période 2010-2030, s'explique principalement par l'augmentation de la part de la cogénération pour la production de vapeur, dont les émissions de co2 sont attribuées, par convention, au secteur électrique, et par une baisse équivalente de la production de vapeur dans les chaudières industrielles.

Avant de clôturer cette section, il est intéressant d'évaluer dans quelle mesure les objectifs en matière de cogénération et d'électricité verte peuvent contribuer au respect des objectifs de Kyoto et d'examiner l'évolution, par rapport à 1990, des émissions totales et sectorielles de co2 dans le scénario "ren+cog" (figure 27). On voit ainsi que les émissions totales de co2 d'origine énergétique seraient respectivement 3 % en 2010, 8 % en 2020 et 29 % en 2030 plus élevées qu'en 1990 dans le scénario "ren+cog, contre respectivement 6 % en 2010, 12 % en 2020 et 38 % en 2030 dans le scénario de référence.

5. Discussion au sujet de la valeur du certificat vert

Pour renforcer l'attrait des sources d'énergie renouvelables qui entrent en ligne de compte dans le système des certificats verts, le modèle primes calcule la subvention nécessaire pour réaliser les objectifs régionaux à l'horizon 2010. En théorie, et lorsque l'offre peut s'adapter à la demande, tant la valeur du certificat vert que la hauteur de la subvention accordée permet de mesurer la différence entre le coût marginal de production de l'électricité verte et le prix du marché de l'électricité.

Le modèle primes calcule donc l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité verte. Le déplacement de la courbe de l'offre d'électricité verte (voir figure 24) détermine le nouveau point d'équilibre entre l'offre et la demande, et partant, le montant de la subvention ou encore le prix d'équilibre du certificat vert. En fonction des sources d'énergie renouvelables, la subvention calculée par le modèle est comprise entre 15 et 25 euros/mwh.

L'écart par rapport aux prix actuels sur les marchés des certificats verts est significatif et appelle quelques commentaires. Entre janvier 2002 et la fin mars 2003, le prix moyen annuel d'un certificat vert en région flamande était de 70 euros/mwh. Les prix mensuels qui ont ensuite été observés étaient quelque peu plus élevés : jusqu'à la fin août, le prix moyen était de 86 euros/mwh. En Région wallonne, le prix moyen du marché était de 80 euros/mwh sur la période allant de mai à août 2003.

Tout d'abord, le marché des certificats verts est un jeune marché où la demande de certificats verts fixée par les autorités dépasse l'offre. Plusieurs facteurs sont à l'origine de cette offre limitée : le report des investissements en raison de la mauvaise situation économique, les lenteurs dans la livraison des permis de bâtir et d'exploitation, l'hésitation des investisseurs face aux procédures longues et peu sûres, etc. La rareté des certificats pousse leur prix à la hausse, et celui-ci dépasse parfois le montant de l'amende à payer en cas de non-respect du quota20. C'est dans ce contexte général que le fournisseur d'électricité Electrabel a intenté une procédure en vue de lever l'amende qu'il s'est vu imposer pour non-respect du quota de certificats verts. L'entreprise argumente qu'elle ne peut pas être tenue responsable de cette mise en défaut lorsqu'un nombre insuffisant de certificats est disponible sur le marché.

En outre, le marché des certificats verts est un marché financier spéculatif car peu liquide. Actuellement quatre acteurs offrent des certificats sur le marché flamand. En Wallonie, les acteurs sont plus nombreux mais il s'agit la plupart du temps de petits autoproducteurs qui souhaitent valoriser leur électricité verte sur le marché des certificats. De surcroît, les certificats sont facilement négociables et sont valables cinq ans. Les propriétaires peuvent acheter des certificats, les conserver et attendre une hausse des amendes avant de les remettre sur le marché.

Dans la situation actuelle, les prix élevés des certificats verts ne reflètent donc pas la différence entre le coût marginal de production de l'électricité verte et le prix de marché de l'électricité.

Enfin, depuis le 1er juillet 2003, les producteurs d'électricité verte bénéficient de prix minimums garantis pour leurs certificats verts. Aussi longtemps que ces prix garantis existeront, le prix de marché du certificat sera compris entre le prix minimum garanti et le montant de l'amende. Si le règlement existant est maintenu jusqu'en 2010, le prix d'un certificat vert sera compris entre 20 euros (il s'agit d'un prix garanti pour les installations alimentées par la biomasse) et 100 euros en Région wallonne et 125 euros en Région flamande.

1Journal Officiel L283/33 du 27 octobre 2001.

2Livre blanc de la Commission "Energie pour l'avenir : les source d'énergies renouvelables", com(97) 599 final.

3Par électricité verte, on entend ici l'électricité produite à partir de sources d'énergies renouvelables.

4Moniteur belge du 31 décembre 2002.

5Projet de Plan pour la maîtrise durable de l'énergie - A l'horizon de 2010 en Wallonie - mars 2002 et le Plan pour la maîtrise durable de l'énergie - A l'horizon 2010 en Wallonie - décembre 2003 (adopté par le Gouvernement wallon le 18 décembre 2003).

6com (2003) 416 final.

7Vlaams klimaatbeleidsplan 2002-2005, approuvé par le Gouvernement flamand le 28 février 2003.

8Plan pour la maîtrise durable de l'énergie - A l'horizon 2010 en Wallonie - décembre 2003. Il convient de noter que l'objectif adopté par le Gouvernement wallon est inférieur à l'objectif initialement proposé dans le projet de plan pour la maîtrise durable de l'énergie (à savoir 20 % ou encore 5 000 gwh en 2010) et sur lequel s'est basée notre étude (cf. infra).

9Tels que les prix garantis pratiqués en Allemagne et en France.

10Ou prix de rachat garanti.

11A savoir le prix du marché augmenté du prix du certificat vert.

12vlarem = Vlaams reglement betreffende de milieuvergunning.

13A titre de comparaison, le prix du mwh était, au premier semestre 2003, de 112 euros pour un ménage et de 76 euros pour un industriel (Source : New Chronos).

14Moniteur belge du 23 août 2002.

15De la même manière, il ne peut prendre en compte le distribution gratuite d'électricité verte en région flamande.

16La Commission pour l'analyse des modes de production de l'électricité et le redéploiement des énergies (Commission ampere) a été chargée en 2000 de formuler des recommandations et propositions visant à dégager des choix pour la production future d'électricité correspondant aux impératifs économiques, sociétaux et environnementaux du vingt et unième siècle.

17C'est-à-dire 1 832 mw (supplémentaires) +270 mw (existant).

18Les pourcentages pour l'électricité verte et la cogénération indiqués sur la figure ne sont pas additifs.

19A comparer avec la figure 22 du chapitre ii consacré au scénario de référence.

20En Région wallonne, le prix moyen du marché d'un certificat vert sur la période allant de mai à août 2003 était de 80 euros/mwh, soit un montant supérieur à l'amende de 75 euros.