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

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1 Direction de la Stratégie Groupe Direction Optimisation Amont Aval Trading Mécanismes alternatifs à lobligation dachat : complément danalyse pour une mise sur le marché de la production issue des énergies spéciales (EnR et cogénération) CONFIDENTIEL Document de travail V 27/09/2005 CCF du 4 octobre 2005

2 Page 2 DS & 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 davantage par rapport à lobligation dachat, ni du point de vue des pouvoirs publics, car leur efficacité est contestée, ni du point de vue dEDF, car ce dispositif peut devenir très coûteux, notamment en cas dobjectifs ambitieux où une pénalité très élevée peut être collectée; que le système espagnol, consistant à proposer aux producteurs (en parallèle avec lobligation dachat qui reste possible) une « prime » (aide directe à linvestissement) 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 dénergie concernées du périmètre des opérateurs historiques, ce que recherche EDF; En conséquence il indiquait : quen 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 sappliquer aux nouveaux projets, lobligation dachat 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 lobligation dachat pour les EnR De préciser la forme que pouvait revêtir une prime en France Dexaminer deux variantes possibles lune où EDF serait remplacé par lensemble des fournisseurs mutualisés lautre 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

3 Page 3 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Synthèse (2/4) : les variantes résultent de la combinaison de trois choix, dont le principal concerne la ventilation de lénergie « spéciale » Remplacer lacheteur de dernier recours EDF, soit par une mutuelle de fournisseurs, soit par les gestionnaires de réseaux ; Charger cet intermédiaire, soit de mettre lénergie 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 lénergie est injectée sur le marché de gros (par les soins de lintermédiaire), la part de marché aval dEDF est réduite dans une plus large proportion que si lénergie est ventilée entre les fournisseurs ; mais cet avantage a son revers : EDF dispose de moins dénergie verte ; Si lénergie est directement injectée sur le marché de gros, leffet douverture est plus marqué notamment aux yeux de la Commission européenne. Le choix le plus déterminant du point de vue dEDF est le second. En effet, cest lui qui affecte les objectifs les plus importants de lentreprise, qui sont de réduire ses parts de marché amont et aval et de contribuer à louverture du marché … Le choix dune mutuelle plutôt que des gestionnaires de réseaux est indifférent à EDF ; Sagissant du circuit de financement, EDF souhaiterait un dispositif qui puisse être déplafonné en cas daugmentation du volume de la subvention ; aucun des deux modèles, CSPE ou composante du TURP, ne présente davantage significatif, car la décision de déplafonner est essentiellement politique. … les deux autres choix apparaissent moins importants du point de vue dEDF :

4 Page 4 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 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, quelle pourrait soupçonner de préfigurer une entente ; Les futurs actionnaires dEDF devraient soutenir un mécanisme qui allège la charge dEDF et améliore son image ; Les collectivités locales pourraient appuyer les variantes qui donnent un rôle aux gestionnaires de réseaux, garants de pérennité et dancrage local ; La CRE devrait être neutre si le mécanisme est de type CSPE ; elle peut être plus réticente si lon passe par le TURP. Les parties prenantes qui pourraient être favorables ou neutres sont : Les producteurs dénergies spéciales sont fondamentalement sensibles à leur rémunération Certains producteurs/investisseurs pourraient accepter un mécanisme de prime sils 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 dentre eux au moins trouveront avantage à accéder à plus dénergie en général et plus dénergie 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 :

5 Page 5 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Synthèse (4/4) : les plus fortes réserves seraient émises par les parlementaires, laissant peu de marges de manœuvre au lobbying Un intermédiaire écoulerait lénergie 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 quune 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 lon sen 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 quil serait sans doute un peu plus coûteux que lactuel pour un effet égal sur le développement des énergies renouvelables ; La réforme disproportionnée, sagissant de sortir du périmètre dEDF un volume dénergie qui ne devrait pas dépasser 8TWh en 2010 et 20TWh en 2015 ; A cela sajoute 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 lagenda politique avant au moins un ou deux ans. Dans la pratique, la mise en place dun tel dispositif pour les nouveaux projets requiert des modifications profondes des lois et règlements en vigueur La promotion dun mécanisme daide directe nest envisageable quà partir de 2007, et ses perspectives de succès sont certainement mitigées.

6 Page 6 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Le schéma initialement proposé faisait dEDF lacheteur de dernier recours. Il peut être modifié de plusieurs manières A la place dEDF la structure interposée entre le producteur dénergie 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 quEDF; soit les gestionnaires de réseaux qui agissent comme mandataires des producteurs dénergies spéciales pour mettre lénergie 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 lon 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 lénergie ou dexercer une option de vente sur EDF (à prix un peu réduit). Ce schéma peut être modifié ou précisé selon trois voies. Subvention Production issue dénergie « spéciale » (EnR & cogénération) Voie « a » Voie « b » Circuit « CSPE » ou « TURP » P(1- ) P P MWh Intermédiaire ( « mutuelle »* ou gestionnaires de réseaux * ) GRT - GRD * Le gestionnaire de réseaux devrait agir comme mandataire. Il nentre pas dans ses missions dacheter et vendre de lénergie. Il pourrait certes acquérir ainsi ses pertes mais ce nest pas lesprit des règles: si on lui laisse acheter les pertes cest pour quil le fasse de manière concurrentielle Mutuelle ? * La mutuelle de fournisseurs serait une boîte comptable: une structure qui ait un système dinformation (SI) et quelques salariés, assurant que lénergie émise sur le marché comme convenu ? Marché (au choix du producteur) Ventilation entre les fournisseurs ou marché de gros ?

7 Page 7 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 La manière de mettre lénergie sur le marché paraît un choix déterminant. Dans un premier schéma, elle peut être ventilée entre les fournisseurs En termes douverture du marché et de répartition des avantages et inconvénients : les producteurs dénergie spéciale apparaissent clairement comme producteurs indépendants les fournisseurs qui le souhaitent peuvent acheter de lénergie verte par la voie « b » une part (petite) de lénergie spéciale jusqualors achetée obligatoirement par EDF sort de son périmètre déquilibre et la part de marché aval dEDF apparaît peu diminuée les autres fournisseurs reçoivent dans leur périmètre une part de lénergie antérieurement acquise par EDF et en subissent les aléas: la charge dEDF diminue, les autres fournisseurs subissent une charge à laquelle ils échappaient jusqualors les autres fournisseurs ont aussi lavantage de disposer dénergie « verte » quils peuvent valoriser dans leurs offres commerciales Dans ce schéma, lintermédiaire, mutuelle ou gestionnaire de réseau, répartit lénergie entre les périmètres des différents fournisseurs Subvention Production issue dénergie « spéciale » (EnR & cogénération) Voie « a » Voie « b » P(1- ) P P MWh Schéma 1 P Marché (au choix du producteur) Ventilation entre les fournisseurs qui revendent GRT - GRD« Mutuelle »

8 Page 8 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Dans un deuxième schéma, lénergie peut être mise sur le marché de gros, par lintermédiaire, mutuelle ou gestionnaires de réseaux En termes douverture du marché et de répartition des avantages et inconvénients: les producteurs dénergie spéciale apparaissent clairement comme producteurs indépendants les fournisseurs qui le souhaitent peuvent acheter de lénergie verte par la voie « b » lénergie spéciale jusqualors achetée obligatoirement par EDF sort entièrement de son périmètre déquilibre et la part de marché aval dEDF apparaît sensiblement diminuée les aléas sont subis par lintermédiaire qui est en fait le responsable déquilibre de lensemble des énergies spéciales Si cest la mutuelle, le coût des aléas est supporté conjointement par ses sociétaires et donc les fournisseurs autres quEDF subissent des charges nouvelles tandis que celle dEDF 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, lintermédiaire, mutuelle ou gestionnaire de réseau, met lénergie sur le marché organisé Subvention Production issue dénergie « spéciale » (EnR & cogénération) Voie « a » Voie « b » P(1- ) P MWh Schéma 2 GRT - GRD« Mutuelle » Marché (au choix du producteur) Marché de gros

9 Page 9 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Indépendamment de la préférence des autres parties prenantes, certaines combinaisons de choix sont préférables du point de vue dEDF Les deux dispositifs réduisent la part de marché amont dEDF Le dispositif avec ventilation entre fournisseurs réduit peu la part de marché aval a plus (ou moins) lair dun mécanisme de marché laisse une quantité significative dénergie verte dans le périmètre dEDF … tandis que le mécanisme avec mise des volumes dénergie sur le marché de gros réduit sensiblement plus la part de marché aval a plus (ou moins) lair dun mécanisme de marché enlève beaucoup dénergie verte du périmètre dEDF Les volumes concernés à lamont sont de lordre de grandeur de 6-8 TWh en 2010, pouvant croître jusquà 20TWh en 2015 en cas de développement important de la production éolienne Les préférences dEDF, sagissant de choisir la ventilation entre fournisseurs ou la mise sur le marché de gros, dépendent principalement de leffet douverture du marché qui en résulte et de lanalyse quen ferait la Commission européenne Le choix de lintermédiaire na pas deffet direct sur louverture des marchés, même si lintervention des gestionnaires de réseaux peut paraître plus administrée pour la CE Le choix entre mutuelle et gestionnaire de réseau napparaît pas essentiel du point de vue dEDF La formule TURP ne présente pas davantage pour EDF par rapport à la formule CSPE Dans tous les cas il sera politiquement difficile de déplafonner le total des aides à lénergie 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 dune année sur lautre ne serait pas facilement acceptée. Il nest pas techniquement facile dorganiser un plafonnement pour les électro-intensifs qui porterait sur la somme du terme TURP et de la CSPE actuelle, ni même dailleurs sur une partie du TURP. Lorsque le terme « énergie spéciale » du TURP augmenterait, il pourrait être encore plus difficile dobtenir laugmentation du tarif intégré quil nest difficile den éviter la réduction lorsque la CSPE augmente.

10 Page 10 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 La solution de vente de lélectricité spéciale sur le marché requiert une analyse des risques précise … Lapproche « plus administrée » permet de verser une subvention voisine de lécart 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 dappréhender les risques qui vont être supportés par les investisseurs et den 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 dannée 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 lon 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 dune certaine taille et dune expérience des marchés.

11 Page 11 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 … et cette solution de vente sur le marché de lélectricité 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 dachat Un écart faible entre les deux voies dissuade beaucoup de producteurs daller 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 lactuelle obligation dachat. Dans ce cas le système devient coûteux. Il est probable quun écart vraiment incitatif doive être supérieur au coût des frais dintermédiation que supporterait la mutuelle ou le gestionnaire de réseau. Le coût total du dispositif sen trouverait majoré. Comment différencier le prix entre la filière directe et la filière avec intermédiaire si lon veut inciter les producteurs à aller sur le marché? « écart faible » « écart élevé » Réglage fin de lécart entre le prix de vente directe et le prix pratiqué par lintermédiaire Beaucoup de producteurs vont choisir la voie « a », le mécanisme peut être perçue comme proche de lobligation dachat Beaucoup de producteurs vont choisir la voie « b » en raison du gain quelle procure, mais les petits producteurs qui ne savent pas vendre directement sestimeront lourdement lésés

12 Page 12 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Plusieurs textes législatifs et réglementaires devraient être revus en cas de remise en cause – totale ou partielle – de lobligation dachat (source DJ) Certains textes relatifs aux OA devront être nécessairement être modifiés … La loi du 10 février 2000 modifiée (Loi n° ) et plus particulièrement les articles 2, 8 et 10 qui définissent la mission de développement équilibré de lapprovisionnement (i.e. obligation dachat par EDF), qui imposent à EDF et aux ELD de conclure un contrat avec le candidat retenu suite à appel doffres, et qui prévoient les modalités dachat de lélectricité aux producteurs autonomes par EDF et les DNN La loi du 13 juillet 2005 modifiée (Loi n° ) et plus particulièrement larticle 33 qui renvoie au mécanisme des OA des articles 8,10 et 50 de la loi de 2000 Ainsi que le décret n° du 10 mai 2001 (conditions dachat de lélectricité produite par les producteurs autonomes) et le décret du 23 décembre 1994 (larticle 27) … Dautres textes dont les dispositions pourraient éventuellement être adaptées Le décret n° du 6 décembre 2000 qui fixe par catégories dinstallations les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de lobligation dachat 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° du 26 novembre La réforme du dispositif actuel de soutien aux EnR aurait un impact sur les dispositions relatives à lobligation dachat dune part … Les dispositions relatives à la CSPE actuelle devront être modifiées La loi n° 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° du 28 janvier 2004 qui prévoit les modalités de compensation des surcoûts liés à lOA … et dautre part un impact sur les dispositions relatives à la compensation financière des charges de service public résultant de lobligation dachat Les missions des gestionnaires de réseaux devront être adaptées … La loi n° 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° du 26 avril 2001 et le décret n° du 19 juillet 2002 relatifs au TURP Si les gestionnaires de réseaux se voyaient confier lachat de « lénergie spéciale », cette solution conduirait à un impact sur leurs missions et leurs financements

13 Page 13 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Si lentreprise promouvait ce nouveau mécanisme, il pourrait recevoir un accueil positif ou neutre dun certain nombre dacteurs … 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 dêtre 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 lélectricité va dans le sens des objectifs de politique énergétique de lUE, 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 lUE en (date à vérifier), chiffre assez modeste, et de (chiffre à rechercher) en France. Les futurs actionnaires dEDF pourraient être favorables à un mécanisme qui répartisse les achats délectricité verte parmi lensemble des fournisseurs Les futurs actionnaires devraient être favorables à une répartition de la charge des achats sur lensemble des opérateurs du marché de lélectricité 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 dune subvention pour aider la mise sur le marché de lénergie spéciale, pourrait être accueillie favorablement par la Commission européenne et par les futurs actionnaires d e DF 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 légard dun financement par lintermédiaire 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.

14 Page 14 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 … alors que dautres 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 dacteurs pour diverses raisons Les producteurs/développeurs dEnR ne trouveraient pas une amélioration flagrante par rapport au système des obligations existant Les producteurs « dénergie 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 laide directe présente des inconvénients et avantages très analogues à ceux des obligations dachat à la différence près quil permet découler lélectricité sur le marché et de sortir les EnR du périmètre d e DF, ce à quoi les producteurs dEnR sont indifférents. En outre dans certaines considérations, il les exposerait à la gestion des écarts, donc à des coûts. Cest pourquoi leur neutralité, a fortiori un soutien, ne sont possibles que si en même temps leur sont accordés des avantages (cest ce qua fait le gouvernement espagnol au moment de la réforme en favorisant par des subventions « généreuses » certaines technologies). Ils chercheront fondamentalement à sassurer 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 lénergie spéciale, car elle les exposerait à des contraintes supplémentaires Les fournisseurs autres quEDF ne sont pas soumis aux obligations dachat actuellement, ils chercheront à ne pas rentrer dans le système de ventilation, qui les expose en particulier aux écarts jusquà présent pris en charge par EDF. Cette hostilité pourrait cependant être atténuée, au moins sagissant 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 lintermédiaire assure le rôle de responsable déquilibre, pourrait être plus adapté, car il supprimerait leur principale réserve sans affecter leffet douverture du marché amont. UFE

15 Page 15 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 … alors que dautres entités seraient a contrario plutôt réticentes à sa mise en place et le portage serait plus délicat (2/2) Les parlementaires auraient des raisons dêtre réservés. En tout état de cause, lentreprise devrait introduire le projet tout dabord au niveau du Gouvernement Il nest pas envisageable de réintroduire le dossier devant le Parlement à bref délai. Les discussions sur les EnR et en particulier sur léolien lors des débats sur la loi POPE ont été tendus et ont divisé la majorité et lopposition: les parlementaires ne sont sans doute pas enclins à soutenir à nouveau de tels débats passionnés dans un proche avenir De toute manière il ny a pas de véhicule législatif approprié en 2006 (la seule loi concernant lénergie a une orientation nucléaire). La loi douverture 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. Dici 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 louverture du marché de fin 2005, conclusions de lenquête 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, laccord de lIndustrie étant moins difficile à obtenir que celui de lEnvironnement) était acquis. Ce nest que dans un deuxième temps quil pourrait être tenté de convaincre les parlementaires. Les parlementaires seraient vraisemblablement réticents après avoir entendu les arguments des groupes dintérêt dont les positions probables viennent dêtre répertoriées. Le danger serait que leur analyse soit la suivante: le dispositif apporte des gains réels à EDF mais naméliore 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 dautres dispositions favorables aux EnR.

16 Page 16 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 Aucun des scenarii étudiés pour le mécanisme de soutien à lénergie spéciale ne trouverait un consensus au sein des acteurs concernés … Bien que ce dispositif assure une ouverture réelle du marché à lamont, il présente des inconvénients Louverture à laval 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 jusquà 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 dénergie Les gains offerts par le dispositif privilégiant la ventilation de lénergie spéciale apparaissent faibles pour EDF, au regard de sa complexité et des hostilités quelle engendrerait auprès des acteurs concernés Limplication de la partie régulée permet dapporter 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 dhostilités des différents acteurs impliqués serait une mise de lénergie spéciale sur le marché (Powernext par exemple) par lintermédiaire 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

17 Page 17 DS & DOAAT – Confidentiel – Document de travail – v. 27/09/2005 … et de plus le Parlement sera sceptique et ne peut être saisi avant 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 dachat, en envisageant des schémas alternatifs Lidée proposée pourrait être par exemple de créer une entité spécifique, chargée dune mission de service public, qui serait porteuse des contrats (une entité dEDF, une filiale, …). Cette entité assurerait la mise sur le marché de la totalité des volumes relevant de lobligation dachat (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 louverture du marché. Il peut donc être intéressant de réaliser plus tôt certaines actions qui seraient plus praticables Le mécanisme alternatif aux obligations dachat proposé apparaîtrait surtout avantageux pour EDF et coûterait plus cher pour la collectivité. Tout dabord, le mécanisme proposé devrait susciter de fortes réserves Les discussions de la POPE ont été tendues, il paraît préférable dattendre 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 souvre pas avant 2007 dans le meilleur des cas. Ensuite il est nécessaire dattendre : la première opportunité se présente au plus tôt en 2007


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