Finlande : prime par rapport au prix cible de 83,50 €/MWh pour le biogaz et sa clôture en 2019

La Finlande, depuis l’entrée en vigueur de la loi 1396/2010, soutenait l’électricité issue du biogaz par un mécanisme de prime par rapport à un prix cible : le producteur recevait du budget la différence entre 83,50 €/MWh et le prix de marché moyen de l’énergie. Le système a été façonné par la loi 1396/2010, et pour les nouvelles unités de méthanisation, il a été fermé début 2019.

Comment la prime était calculée

La loi sur le soutien à la production d’électricité à partir de sources renouvelables (1396/2010) prévoyait un prix cible (target price) pour chaque technologie. Pour le biogaz, il était de 83,50 €/MWh ; pour les centrales éoliennes, une valeur plus élevée de 105,30 €/MWh a été fixée, en vigueur jusqu’à fin 2015.

La prime est calculée chaque trimestre selon une règle simple :

1. On prend le prix de marché moyen de l’énergie des trois mois précédents.
2. On soustrait cette moyenne du prix cible.
3. Si le prix moyen est tombé en dessous de 30 €/MWh, on retient 30 €/MWh pour la soustraction, de sorte que la prime ne dépasse pas 53,50 €/MWh.
4. Si le prix de marché dépasse le prix cible, la prime est nulle.

La différence avec les enchères polonaises (prix de référence fixe) est visible : le producteur en Finlande n’a pas de garantie de recette constante en cas de prix de marché très bas, car la protection inférieure s’arrête à 30 €/MWh. En cas de prix très élevés, il ne reçoit pas non plus quoi que ce soit au-dessus du prix de marché.

Prime pour la chaleur

Les unités de méthanisation avec cogénération pouvaient recevoir 50 €/MWh supplémentaires (article 26 de la loi), et les centrales à combustibles ligneux 20 €/MWh. La prime de chaleur est versée en plus de la prime par rapport au prix cible, également pendant 12 ans au maximum. Elle encourageait la valorisation de la chaleur, car sans preneur de chaleur, l’unité de méthanisation perd une part importante de la recette possible.

Durée et clôture du système

Le soutien est dû pendant 12 ans au maximum à compter de l’octroi. Selon la description du programme dans la base de la Commission européenne, le système tarifaire avec la prime de chaleur a été fermé pour le biogaz et les centrales à combustibles ligneux le 1er janvier 2019, et des règles distinctes pour les centrales à plaquettes ont expiré plus tard. Pour le biogaz, la seule voie pour les nouvelles installations depuis lors est le mode d’appel d’offres de la même loi. Son unique tour à ce jour, à l’automne 2018, s’est terminé par la victoire de l’éolien terrestre (commentaire sur l’enchère).

Ce que cela implique pour l’investisseur

• La recette de l’énergie issue du biogaz dans le modèle finlandais est « plafonnée » par le haut et par le bas : avec des prix de 30–83,50 €/MWh, le producteur recevait au total 83,50 €/MWh, en dessous de 30 €/MWh, il perd une partie de la garantie.
• La chaleur de la cogénération était la deuxième jambe du financement ; le seul soutien électrique ne remplaçait pas le débouché de la chaleur.
• Les installations qui ont reçu la décision avant la fermeture du système terminent leur période de soutien après 12 ans au maximum.

Exemple de calcul

Supposons que le prix moyen de l’énergie sur trois mois soit de 45 €/MWh. La prime par rapport au prix cible est de 83,50 − 45 = 38,50 €/MWh, de sorte que le producteur obtient au total 83,50 €/MWh. Si la même unité de méthanisation vend aussi de la chaleur au réseau et remplit les conditions de la prime de chaleur, s’y ajoute la prime de chaleur de 50 €/MWh (la source la donne comme un montant « par MWh produit », sans indiquer s’il s’agit d’énergie électrique ou de chaleur, c’est pourquoi nous ne l’additionnons pas ici à la recette de l’énergie). Lorsque le prix de marché tombe à 20 €/MWh, on retient 30 €/MWh pour le calcul de la prime, de sorte que la prime est de 53,50 €/MWh, et le producteur reçoit au total 73,50 €/MWh (20 du marché plus 53,50 de prime).

Prime et tarif fixe

Dans un tarif fixe classique (feed-in tariff), le producteur connaît à l’avance le prix de chaque mégawattheure, indépendamment du marché. Le modèle finlandais est une prime glissante : l’État complète la recette de marché jusqu’au niveau cible, mais le producteur continue de vendre l’énergie sur le marché et supporte le risque d’accès à celui-ci. Du point de vue du budget, cette solution est moins chère les années de prix élevés, car le soutien diminue de lui-même. Du point de vue de l’investisseur, elle exige de tenir compte du scénario de prix inférieurs à 30 €/MWh, dans lequel la garantie cesse de croître.

Une telle construction favorise aussi le pilotage de la production : une unité de méthanisation dont le groupe peut fonctionner de manière flexible a intérêt à produire de l’énergie lorsque le marché paie davantage, car la prime est calculée à partir de la moyenne trimestrielle, et non du prix de l’heure à laquelle l’énergie a été vendue.

Clôture du système en pratique

La fermeture du système le 1er janvier 2019 n’affecte pas les installations qui y participent déjà : elles perçoivent la prime jusqu’à l’expiration de la période maximale de 12 ans. Un nouvel investisseur doit en revanche planifier le projet sans prix cible garanti. En pratique, cela signifie fonder le calcul économique sur la vente d’énergie aux prix du marché, la valorisation de la chaleur sur place et d’autres canaux, tels que la vente de biogaz après épuration (upgrading). Il convient donc de lire l’expérience finlandaise comme un exemple de passage d’un prix cible fixé administrativement à un mode d’appel d’offres concurrentiel, dans lequel le biogaz doit faire face à des sources moins chères.