Les Calédoniens pestent souvent contre le prix de l’électricité. Un rapport de la CRE, Commission de régulation de l’énergie, rendu en septembre 2019 souligne que la situation n’est plus tenable et que des décisions devront être prises. Une des pistes est l’augmentation du prix de l’électricité.
La Nouvelle-Calédonie n’affiche pas le prix de l’électricité le plus élevé au monde, mais elle s’en approche. Il se pourrait que la situation ne s’améliore pas de ce point de vue. C’est ce que soulève un rapport de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) de septembre 2019, à la demande du gouvernement, sur le système tarifaire de l’électricité. Le rapport des experts métropolitains pointe un certain nombre de problèmes et en particulier le déséquilibre, autrement dit, le fait que le prix de l’électricité ne permette pas de couvrir complètement le coût du système.
Ce ne sont ni les producteurs d’énergie, ni EEC qui assument ce déficit, mais bien Énercal. La CRE qualifie ainsi Énercal, le gestionnaire du réseau, de « banquier du système électrique ». Reste que la société à capitaux majoritairement publics (près de 57 %) ne dispose pas des ressources nécessaires pour remplir ce rôle. Les métiers de l’électricité sont constitués de la production, du transport et de la distribution. C’est sur le transport que repose l’équilibre du système et il est opéré par Énercal transport, avec une composante de stabilité qui est versée par le gouvernement à Énercal lorsque les coûts dépassent les recettes.
La composante de stabilité n’est plus versée
Mais cette dernière n’a pas été versée depuis plus de sept ans. En parallèle, le prix de l’électricité n’a pas augmenté depuis 2008 (en dehors d’une révision en 2018 pour neutraliser la mise en place de la taxe générale sur la consommation). Une situation qui a conduit à ce que « le niveau des tarifs soit globalement décorrélé de la réalité des coûts du système électrique », souligne le rapport. Les conséquences ne sont pas anodines pour Énercal. Cette situation plombe ses comptes et nuit de manière importante à sa compétitivité. Il ne faut pas oublier que la société, en dehors de l’activité de transport, opère sur le marché concurrentiel de la distribution. Elle mène d’ailleurs une véritable guerre à EEC ces dernières années. Chaque commune prise au concurrent est une bataille gagnée, mais le véritable enjeu réside à Nouméa (lire par ailleurs).
Dans un avis rendu le 18 juillet 2019 sur la concession de la distribution d’énergie électrique de la commune de Nouméa, l’Autorité de la concurrence révélait plusieurs dysfonctionnements et sujets de préoccupation (le rapport est en ligne sur le site de l’Autorité). C’est en particulier le cas de l’actionnariat d’Énercal dans lequel figure EEC (à hauteur de 10,8 %), son principal concurrent. Le fait que le gouvernement n’assure pas le versement de la composante de stabilité crée, de toute évidence, une distorsion de concurrence et favorise indirectement EEC. Énercal a par ailleurs effectué un premier recours contre le gouvernement en 2019 afin d’être indemnisé. Le recours a été rejeté, mais un autre est en préparation selon la CRE.
La question du tarif préférentiel accordé aux entreprises
Le gestionnaire du réseau a également d’autres cailloux dans la chaussure à commencer par le tarif préférentiel offert à certaines entreprises de 9,7 francs du kilowatt. Ces quelque 800 entreprises bénéficiaires représentent 30 % de l’électricité consommée, mais seulement 24 % de la facture (les particuliers représentent 39 % de la consommation électrique hors métallurgie, mais en règlent plus de 50 %). Il en va de même de la SLN, de loin le plus gros consommateur d’énergie du territoire. Sa facture annuelle est de l’ordre de 19 milliards de francs. Dans le cadre du plan de sauvetage décidé par les collectivités, un dispositif d’aides à l’industriel à été imaginé.
Il est effectif depuis le 1er janvier et se traduit par le versement mensuel d’Énercal à la SLN de 83 millions de francs (le maximum prévu par le dispositif). Pour un cours du nickel au London Metal Exchange situé en dessous de 15 000 dollars US la tonne, Énercal doit verser un malus dans une limite d’un milliard de francs par an. Les prévisions de croissance de l’économie mondiale et les conséquences du coronavirus laissent à penser que les cours repasseront difficilement la barre de 15 000 USD cette année.
Ce dispositif répond d’une certaine manière à la renégociation du prix de rachat des kilowatts produits par le barrage de Yaté en 2016. Elle avait conduit à une révision à la hausse du prix de vente à la SLN (de 2,2 francs du kW à 13 francs), ce qui avait redonné quelques marges de manœuvre à Énercal, de l’ordre de trois milliards de francs, dans le contexte de non- paiement de la composante de stabilité par le gouvernement. Le milliard qui pourrait être apporté à la SLN ne compense pas totalement la renégociation de 2016, mais permet de partager les bénéfices entre Énercal et la SLN.
Les énergies renouvelables insuffisantes
Étant donné la situation de la SLN, tout comme les deux autres métallurgistes, il n’est pas acquis qu’ils acceptent sans résistance de s’engager dans le verdissement de l’électricité qu’ils consomment. Le membre du gouvernement en charge de l’économie, Christopher Gyges, souhaite que les métallurgistes dessinent une programmation de leur investissement dans ce domaine sur plusieurs années.
Mais ce dossier des énergies renouvelables pose également question pour Énercal. La décision a été prise par le gouvernement d’accélérer les capacités de production d’énergies renouvelables et, en particulier, le photovoltaïque. La production d’énergies intermittentes nécessite en parallèle le développement de capacités de production permettant d’assurer la stabilité du système électrique afin d’éviter les « black-out » lorsque la demande d’électricité est supérieure à l’offre. Si ce « stabilisateur » peut prendre la forme de batteries de stockage, le prix demeure trop élevé pour concurrencer des moyens de production carbonés.
L’investissement massif dans le photovoltaïque a été rendu possible par des conditions très incitatives proposées par le gouvernement. C’est tout particulièrement le cas de l’autoconsommation pour laquelle le gouvernement a supprimé les plafonds pour les entreprises. Comme le soulignait récemment le responsable d’une entreprise d’installation de panneaux photovoltaïques, « aujourd’hui, le photovoltaïque est un investissement très rentable puisqu’on a les rendements d’investissement qui ont oscillé entre 10 et 20 %. Pour une installation de ce type, cela peut être rentabilisé à partir de six ou sept ans ». Pour l’autoconsommation, Énercal rachète le kilowatt à 21 francs sur vingt ans.
Le gouvernement a plutôt mis le paquet. Le schéma pour la transition énergétique prévoyait que l’équivalent de la distribution publique serait intégralement couvert par les énergies renouvelables à l’horizon 2030. Ce devrait être le cas dès 2023.
Comme le souligne le rapport de la CRE, cet engouement motivé par un gain financier important présente des risques. Des risques auxquels Énercal devra faire face puisque c’est elle qui rachète l’énergie aux producteurs en tant que gestionnaire du réseau. Si l’on regarde le dernier rapport d’activité 2018- 2019, on observe une dégradation du résultat d’exploitation qui est passé de 2,9 milliards de francs en 2016-2017 à 2,3 milliards de francs en 2017-2018 à 784 millions de francs pour l’exercice 2018-2019. Comme le précise le rapport d’activité, cette baisse s’explique en grande partie par la hausse des achats d’énergie (pour 993 millions de francs).
Autant dire que la situation ne sera pas tenable à long terme pour le gestionnaire du réseau. La première des solutions identifiées, et la seule à pouvoir assurer la pérennité du système, selon la CRE, serait de revoir à la hausse les tarifs de manière à ce qu’ils puissent couvrir les coûts. Une mesure qui sera politiquement difficilement défendable. Mais la CRE précise que cette révision devrait attendre à la mise en service de la future centrale électrique prévue en remplacement de la centrale de Doniambo* afin de pouvoir disposer de l’ensemble des coûts effectifs du système et éviter des modifications successives de la grille. Au cas où les élus ne retiendraient pas cette option, la CRE souligne qu’il conviendrait a minima de verser la composante de stabilité. A défaut, Énercal se verrait probablement contrainte de s’endetter pour financer le déficit du système électrique et les investissements indispensables pour assurer le bon fonctionnement du réseau.
* La future centrale a fait l’objet de plusieurs expertises de la CRE, en particulier sur la question du dimensionnement. Si le projet a vocation à évoluer prochainement, la CRE estimait, dans un rapport du 8 octobre 2018, qu’il était nécessaire de bien prendre en compte le coût des infrastructures et son impact sur le prix du kilowatt tout comme le développement des énergies renouvelables et ses conséquences sur la production de la future centrale, ce qui implique des conséquences sur le prix du kilowatt produit. La question du dimensionnement est donc loin d’être si évidente pour garantir le meilleur prix au regard des besoins.
Des coûts plus proches de la réalité
Un calcul des coûts est réalisé selon une formule complexe et qui sert de base à la rémunération des acteurs. Les experts relèvent les « biais et déséquilibres du modèles tarifaires engendrés par l’absence de méthodologie claire et transparente pour la prise en compte des charges d’exploitation des opérateurs. La détermination du niveau de revenus accordés au titre des coûts d’exploitation dans le modèle tarifaire n’est pas encadrée par une méthode standardisée, publique et transparente ; elle est le résultat d’une négociation entre les pouvoirs publics et les opérateurs. Les niveaux actuels sont le fruit de l’histoire du modèle tarifaire et soulèvent aujourd’hui plusieurs problématiques ».
La CRE recommande aux pouvoirs publics de modifier leur méthode de calculs « afin que les revenus des gestionnaires de réseaux soient économiquement objectivables et qu’ils garantissent la pérennité de leur mission de service public d’exploitation de leurs réseaux et l’équité du cadre concurrentiel ». La CRE préconise notamment que ces calculs soient systématiquement vérifiés par un cabinet d’audit indépendant.
Nouméa, le nerf de la guerre
Le rapport de la CRE montre que la concurrence entre EEC et Énercal a conduit à un renchérissement des coûts. Un constat paradoxal si l’on considère la concurrence comme facteur de réduction des prix. Ce résultat s’explique par la compétition entre les deux sur la qualité du service rendu. Un service qui est équivalent voire supérieur à celui qui peut être offert sur les plus grandes communes de métropole et qui peut être discutable en sachant qu’il renchérit les prix.
Pour EEC, le marché de Nouméa est particulièrement important puisque, selon les experts, il représente la base opérationnelle et financière du groupe Engie dans le Pacifique Sud. Une situation qui explique l’importance de moyens déployés par le groupe pour conserver son marché. Du côté d’Énercal, le marché de Nouméa est un objectif qui a justifié les efforts réalisés ces dernières années en matière de distribution. La commission recommande que le résultat de l’appel d’offres de la ville de Nouméa soit l’occasion d’une refonte de l’organisation du secteur qui pourrait passer par un rapprochement d’EEC et d’Énercal « au sein d’un opérateur de distribution unique, [qui] permettrait de revoir la notion de concurrence sur ce secteur et d’optimiser les coûts relatifs à cette activité ».
Des éléments qui plombent la facture
Lorsqu’un particulier s’acquitte de sa facture d’électricité, il ne paye pas seulement les coûts de production et la marge des entreprises œuvrant à la bonne marche du système. Il prend également en charge des redevances notamment des communes qui récupèrent de l’argent via une taxe, mais aussi pour financer le Fonds d’électrification rurale (FER), par exemple. Une redevance qui est loin d’être une broutille puisqu’elle représentait, rien que pour la commune de Nouméa, près de 255 millions de francs en 2017. Le gouvernement a par ailleurs décidé, en mars 2019, de plafonner cette taxe communale à 8,6 % de la marge commerciale du concessionnaire qui a donc un effet inflationniste sur le prix de l’électricité. Ces redevances font l’objet de remise en question afin de réaliser des économies. Les communes devraient toutefois être réactives sur le sujet faute de pouvoir disposer d’une fiscalité propre, ces taxes sur la consommation d’électricité, mais aussi de téléphone représentent des sources de financement dont elles peuvent difficilement se passer.
Le photovoltaïque, entre risque et opportunité
Le développement du photovoltaïque et la forte baisse des coûts des équipements ainsi que l’amélioration des rendements des installations permettent aujourd’hui de rendre cette énergie compétitive par rapport aux énergies fossiles. Au-delà des émissions de dioxyde de carbone, La substitution de l’énergie actuellement produite par des énergies fossiles est une source potentielle d’économies pour le système électrique. Reste que chaque projet est différent sur le plan du coût.
Aujourd’hui, certaines centrales solaires parviennent à produire un kilowatt aux environs de sept francs, mais ce coût ne comprend pas le stockage. La première ferme solaire avec stockage, inaugurée à Ouatom le 12 mars 2019, affiche un coût de production de 17,5 francs qui est, pour sa part, peu compétitif. Sans stockage, la production d’énergies renouvelables répond donc finalement peu aux enjeux de transition énergétique dans le sens où elle ne permet pas de s’affranchir des combustibles fossiles, la nuit par exemple, dans le cas du photovoltaïque. Cette question du coût va se poser avec d’autant plus d’acuité que le gouvernement a adopté un arrêté, le 10 mars, afin de définir les paramètres techniques des unités de stockage et les obligations imposés aux entreprises.
Il se posera également la question du développement des filières de traitement des équipements usagers. Si quelques pistes de réflexion ont été lancées, il n’existe concrètement aucune solution pour les panneaux photovoltaïques, les onduleurs ainsi que les batteries.
M.D.
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