Jean-Pierre Schaeken Willemaers, Institut Thomas More – Président du pôle Énergie, Climat, Environnement
La réponse à cette question, passe par l’analyse des différentes composantes de ce prix: le coût de la production d’énergie électrique ; le coût des réseaux électriques ; les taxes diverses sur les réseaux ; les taxes sur l’énergie ; la TVA.
Le prix de l’énergie est déterminé par le fournisseur, notamment, en fonction des prix sur le marché de gros.
Sont compris dans ce prix, outre le coût de la production proprement dite, le balancing et la marge du fournisseur, les frais supportés par ce dernier dans le cadre de son obligation d’achats de certificats verts et, en Flandre, de certificats de cogénération. Les producteurs d’électricité doivent impérativement acheter, sur le marché dédié, des droits d’émissions de CO2 pour leurs centrales thermiques (les centrales à gaz, en Belgique, les unités à charbon étant toutes fermées).
Ce sont ces derniers coûts et le prix croissant du gaz qui sont la source de l’augmentation du prix de l’électricité.
Le prix par tonne de CO2 atteint actuellement plus de 50 euros/tonne[1], anticipant le durcissement de la réglementation européenne : réduction des émissions de 55% d’ici à 2030 au lieu de 40% auparavant. Un accroissement de son prix de 1€ engendrerait une hausse du prix du MWh de 40%.
Les tarifs de transport et de distribution, dont les intervenants sont :
- Le gestionnaire du réseau de transport (GRT) d’électricité (Elia) ;
- Les gestionnaires des réseaux de distribution (GRD), actifs dans la commune du client.
Contrairement au prix de l’énergie, les tarifs de transport et de distribution ne sont pas négociables et doivent être approuvés par la Creg (Commission de régulation d’électricité et de gaz). Ils peuvent, néanmoins varier d’une région à l’autre.
Ces deux réseaux devront faire face à de lourds investissements dans leurs infrastructures (renforcement de lignes existantes et construction de nouvelles lignes, stockage d’énergie, l’adaptation à la décentralisation, etc.) en fonction de la croissance du renouvelable intermittent (éolien et photovoltaïque) dans le mix électrique.
Les taxes et les surcharges (source de revenus facilement créée) fixées par l’État et les régions. Ce sont les fournisseurs d’électricité qui s’occupent de la facturation. Ils récupèrent les sommes dues qu’ils reversent ensuite intégralement aux différentes autorités. Il est instructif de noter que la part du montant des taxes diverses (dont une grande partie est liée à la politique bas carbone) est égale à celle de la composante énergie du prix de l’électricité dans le prix total de l’électricité, soit environ 27% en juin 2021[2].
Entre 2007 et 2016, le prix moyen du kWh pour les ménages belges, taxes et prélèvements compris, passe de 0,168 €/kWh à 0,254 €/kWh, contre 0,297 €/kWh en Allemagne et 0,309 €/kWh au Danemark[3], les deux pays les plus engagés dans la politique de la neutralité carbone d’ici à 2050 et où le coût de l’électricité pour les ménages est le plus cher au sein de l’UE.
En 2019, ce prix moyen en Belgique s’est encore rapproché de celui des deux pays précités, soit 0,286 €/kWh, contre 0,29 €/kWh en Allemagne et 0,287 €/kWh au Danemark.[4]
Ces taxes, dépenses et prélèvements divers ne feront qu’augmenter, d’une part, pour soutenir la croissance de la part du renouvelable intermittent dans le mix électrique et, d’autre part, financer les investissements qui en résultent en aval de la production d’électricité.
Ce sont ces taxes et impôts et les coûts collatéraux de la production renouvelable intermittente qui rendent le coût de l’électricité aussi cher en Belgique, pas loin derrière l’Allemagne. Que le prix de l’électricité dans ce dernier pays soit le plus élevé de l’UE, avec le Danemark, n’a rien d’étonnant vu la pénétration bien plus élevée du renouvelable intermittent dans ces deux pays. Les taxes et dépenses liées à la politique climatique allemande interviennent pour plus de la moitié du prix de son électricité [5].
L’augmentation du prix de l’électricité pourrait également provenir au-delà de 2025, date à laquelle toutes les unités nucléaires seront fermées en Belgique, des risques liés à la grande volatilité des productions éolienne et photovoltaïque.
Selon le SPF Économie, les productions mensuelles éolienne et solaire ont varié respectivement entre entre 392 GWh et 1514 GWh et 76 GWh et 761 GWh durant la période allant de juillet 2020 à juin 2021, le pic de production éolienne ayant habituellement lieu durant les mois d’hiver en raison d’une vitesse moyenne du vent plus élevée et celui du solaire entre la fin du printemps et l’été en raison de plus longues périodes d’ensoleillement.[6]
Cette volatilité rend la fourniture d’électricité, dans le cadre de la politique bas carbone et en l’absence de nucléaire, dépendante des importations ce qui contribuerait à un accroissement de son prix. Encore faudrait-il que les pays exportateurs disposent des capacités requises ce qui est loin d’être évident vu que les conditions météorologiques diffèrent relativement peu entre pays voisins.
La mise en place d’un marché de capacité (CRM), en vue d’attirer les investissements dans de nouvelles centrales à gaz pour garantir la sécurité d’approvisionnement en 2025 à la suite de la sortie du nucléaire, se traduira par une contribution financière qui, d’une manière ou l’autre, finira par être payée par les citoyens.
Remarque : Cet article a d’abord été publié le 12/09/2021 dans Trends Tendances.
Références
[1] « Les industriels s’alarment de la flambée du prix des quotas de CO2« , Sharon Wajsbrot et Marion Heilmann, Les Échos, 5 mai 2021.
[2] « Tableau de bord mensuel électricité et gaz naturel », Creg (Comité de régulation de l’électricité et du gaz), 6 juin 2021.
[3] Eurostat.
[4] Agence Belga, 7 mai 2020.
[5] « Le prix de l’électricité en Europe », Tristan Gaudiaut, Statista, 2020.
[6] « Production mensuelle d’électricité », SPF Économie-direction générale de l’énergie, juillet 2021.