3. Indexation

Le tarif applicable à une nouvelle installation est fonction de l'année de la demande du contrat. Il est indexé au 1er janvier de chaque année. Le tarif applicable à chaque contrat est révisé au 1er novembre de chaque année.
En comparaison des arrêtés actuellement en vigueur, les formules d'indexation prennent en compte l'indice des prix à la production, ainsi que l'avait préconisé la CRE dans son avis du 8 juin 2005 relatif à la modification des modalités d'indexation des contrats d'obligation d'achat consécutive à la disparition de l'indice PsdA.

4. Installations n'ayant jamais bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat

Le projet d'arrêté prévoit que les installations n'ayant jamais bénéficié d'un contrat d'obligation d'achat puissent bénéficier d'un contrat d'obligation d'achat d'une durée de quinze ans, au tarif prévu pour la catégorie d'installation concernée, multiplié par le coefficient S suivant :

S = 15 - N si N est inférieur à 15
15 - N

S =

si N est inférieur à 15 ;

20
S = 15 si N est supérieur ou égal à 15 ;
1

S =

si N est supérieur ou égal à 15 ;

15

où N est le nombre d'années, entières ou partielles, comprises entre la date de mise en service industrielle de l'installation et la date de signature du contrat d'achat.
Le projet d'arrêté fait référence aux « contrats d'obligation d'achat », terme qui n'est pas formellement défini par la loi. Il conviendrait donc de lui substituer la référence aux « contrats d'achat prévus aux articles 8, 10 et 50 de la loi du 10 février 2000 ».

III. - COMPARAISON DU TARIF
PROPOSÉ AVEC LES COÛTS ÉVITÉS DES FILIÈRES CONVENTIONNELLES

1. Principes

Le tarif d'achat, majoré des coûts externes de la filière étudiée, est comparé aux coûts de production et externalités évités des filières conventionnelles considérées.
En toute rigueur, la puissance délivrée par les installations de production d'électricité utilisant le biogaz ne peut être considérée comme garantie, d'autant que, par rapport à l'arrêté en vigueur, toute exigence de disponibilité est supprimée. Cependant, la production de biogaz varie peu et le producteur est incité à exploiter son installation au maximum des capacités disponibles. Il est donc envisageable de prévoir la production de l'ensemble des sites à partir de leur historique. En conséquence, les coûts de production des filières conventionnelles considérés sont les coûts complets.
L'étude ExternE ne fournit pas d'information sur les coûts externes de la production d'électricité à partir de biogaz. Ces coûts sont, donc, négligés.
La prime à l'efficacité énergétique est comparée aux coûts externes évités d'une chaudière équivalente, dotée d'un rendement de 90 % sur PCI. Il est considéré que l'installation de cogénération fonctionnant au biogaz est dimensionnée de façon à valoriser 1 MW thermique pour un 1 MW électrique produit.

2. Analyse
   2.1. En France métropolitaine

Source : DIDEME, analyse CRE et ExternE.

En France continentale, le tarif proposé dépasse les coûts évités. Il n'est pas prévu d'évolution notable des coûts, dans les prochaines années, de nature à remettre en question cette évaluation. En revanche, en Corse, le développement de cette filière au tarif proposé conduit à un gain collectif.

2.2. Dans les départements d'outre-mer, dans la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon
et à Mayotte

Source : DIDEME, analyse CRE et ExternE.

Dans les départements d'outre-mer, dans la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon et à Mayotte, le tarif proposé se traduit par un gain collectif immédiat.

2.3. Prime à l'efficacité énergétique

Source : ExternE.

Le niveau de la prime à l'efficacité énergétique semble hors de proportion avec les estimations de coûts externes évités. Elle ne deviendrait pertinente que dans l'hypothèse, peu probable, d'une installation permettant la production de 3 MW thermiques pour 1 MW électrique.
De surcroît, si l'attribution d'une prime à l'efficacité énergétique trouve sa justification dans l'objectif d'utilisation rationnelle de l'énergie, elle vise à éviter des coûts externes dans les entreprises industrielles et de chauffage urbain, qui utilisent des combustibles fossiles pour leur production de chaleur. Assurer le financement de la prime par la contribution au service public de l'électricité fait supporter par le consommateur d'électricité la réduction des impacts environnementaux du secteur des services énergétiques aux entreprises et aux collectivités, auxquels il est étranger.

IV. - COMPARAISON DU TARIF PROPOSÉ
AVEC LES COÛTS DE PRODUCTION DE LA FILIÈRE

1. Principes
   1.1. Détermination des coûts de la filière

Le tarif d'achat est comparé aux coûts de production de la filière, afin de vérifier que la rémunération accordée n'excède pas une rémunération normale des capitaux immobilisés.
Les valeurs de coûts retenues sont celles publiées en 2003 par la DIDEME dans le document intitulé « Coûts de référence de la production d'électricité ». La méthode repose sur la séparation des coûts « amont » de traitement des déchets et de production du biogaz et les coûts « aval » de conversion du biogaz en électricité.
Le biogaz, principalement composé de méthane, est un puissant gaz à effet de serre. La réglementation relative au traitement et au stockage des ordures ménagères impose, donc, son élimination. La solution de référence communément employée consiste en son captage et sa combustion en torchères (10). En application du principe de pollueur-payeur, ce procédé est à la charge des exploitants de centres de stockage, rémunérés à cet effet par la commune à travers la taxe d'enlèvement des ordures ménagères. En conséquence, le coût « amont » de production du biogaz retenu pour le calcul du coût de production d'électricité s'entend déduction faite des coûts imputables à la solution de référence décrite précédemment. Il s'établit à 1 EUR/MWh PCI pour le gaz de décharge et entre 20 et 30 EUR/MWh PCI pour le gaz issu de la méthanisation de déchets. Ce coût pourrait se réduire considérablement dans l'hypothèse d'un relèvement des exigences réglementaires qui conduirait à faire de la méthanisation la solution de référence.
Le cas du biogaz d'origine agricole, dont les coûts sont plus élevés, n'a pas été étudié. En tout état de cause, un tarif uniforme ne saurait rémunérer équitablement l'ensemble des filières de valorisation du biogaz, compte tenu de la disparité des coûts.
L'impact de la prime à l'efficacité énergétique n'a pas été pris en compte, en l'absence de données fiables sur les coûts d'équipement associés.